NO333653B1 - Fremgangsmate for fremstilling av syntesegass - Google Patents

Fremgangsmate for fremstilling av syntesegass Download PDF

Info

Publication number
NO333653B1
NO333653B1 NO20011753A NO20011753A NO333653B1 NO 333653 B1 NO333653 B1 NO 333653B1 NO 20011753 A NO20011753 A NO 20011753A NO 20011753 A NO20011753 A NO 20011753A NO 333653 B1 NO333653 B1 NO 333653B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
gas
natural gas
carbon dioxide
hydrogen sulfide
hydrogen
Prior art date
Application number
NO20011753A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20011753D0 (no
NO20011753L (no
Inventor
Kazuto Kobayashi
Kazuhiro Morita
Masaki Iijima
Original Assignee
Mitsubishi Heavy Ind Ltd
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 Mitsubishi Heavy Ind Ltd filed Critical Mitsubishi Heavy Ind Ltd
Publication of NO20011753D0 publication Critical patent/NO20011753D0/no
Publication of NO20011753L publication Critical patent/NO20011753L/no
Publication of NO333653B1 publication Critical patent/NO333653B1/no

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/38—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/38—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts
    • C01B3/384—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts the catalyst being continuously externally heated
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0233—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being a steam reforming step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0238—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being a carbon dioxide reforming step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C01B2203/0475—Composition of the impurity the impurity being carbon dioxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/06—Integration with other chemical processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/06—Integration with other chemical processes
    • C01B2203/061—Methanol production
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/06—Integration with other chemical processes
    • C01B2203/062—Hydrocarbon production, e.g. Fischer-Tropsch process
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0811—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0811—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel
    • C01B2203/0816—Heating by flames
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0866—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combination of different heating methods
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0872—Methods of cooling
    • C01B2203/0888—Methods of cooling by evaporation of a fluid
    • C01B2203/0894—Generation of steam
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/10—Catalysts for performing the hydrogen forming reactions
    • C01B2203/1041—Composition of the catalyst
    • C01B2203/1047—Group VIII metal catalysts
    • C01B2203/1052—Nickel or cobalt catalysts
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1205—Composition of the feed
    • C01B2203/1211—Organic compounds or organic mixtures used in the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1235—Hydrocarbons
    • C01B2203/1241—Natural gas or methane
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1258—Pre-treatment of the feed
    • C01B2203/1264—Catalytic pre-treatment of the feed
    • C01B2203/127—Catalytic desulfurisation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1288—Evaporation of one or more of the different feed components
    • C01B2203/1294—Evaporation by heat exchange with hot process stream
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/14—Details of the flowsheet
    • C01B2203/148—Details of the flowsheet involving a recycle stream to the feed of the process for making hydrogen or synthesis gas
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
  • Industrial Gases (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)

Abstract

Fremgangsmåte for fremstilling av en syn- tesegass som inneholder hydrogen og karbonmonoksid, og som omfatter trinnene å fjerne kun hydrogen- sulfid fra en naturgass inneholdende hydrogensulfid og karbondioksid, ved at naturgassen føres gjennom en hydrogensulfidfjerningsinnretning (30) fylt med en hydrogensulfidabsorbent, tilsetning av karbondioksid og damp til naturgassen fra hvilken hydrogensulfidet er blitt fjernet, for dannelse av en blandet gass, og tilførsel av den blandede gass til et reaksjonsrør (11) i en reformer (10), hvorved hovedsakelig bare en damp- reformeringsreaksjon finner sted i den blandede gass. Denne fremgangsmåte gjør det mulig å fjerne hydrogensulfid fra en naturgass, samtidig som den tillater en effektiv utnyttelse av karbondioksidet i naturgassen, hvorved det blir mulig å redusere mengden av karbondioksid som må tilsettes til den naturgass som innføres i reformeren (10).

Description

BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN
Denne oppfinnelse angår en fremgangsmåte for fremstilling av en syntesegass som skal benyttes for syntese av bensin, metanol eller dimetyleter etter GTL-prosessen (GTL = "Gas to Liquid"; gass til væske).
En syntesegass omfattende hydrogen (H2) og karbonmonoksid (CO) er blitt benyttet som et råmateriale for syntese av bensin, osv. etter GTL-prosessen i henhold til Fisher-Tropsch-reaksjonssystemet.
Denne syntesegass er blitt fremstilt konvensjonelt etter en fremgangsmåte hvor damp og karbondioksid først tilsettes til en naturgass benyttet som en rå gass for fremstilling av en blandet gass, som så tilføres til reaksjonsrøret i reformeren, hvilken er blitt oppvarmet til en forhåndsbestemt temperatur, slik at naturgassen dampreformeres sammen med karbondioksid, hvorved det fås syntesegass inneholdende hydrogen (H2) og karbonmonoksid (CO).
I EP 1008577 A beskrives en fremgangsmåte for fremstilling av syntesegass. Avsvovling utføres i en avsvovlingsenhet. En rågass inneholdende hydrokarboner som en hovedkomponent, tilføres sammen med damp til en reformer via en fuktingsenhet. Det dannes en gass som inneholder hydrogen, karbonmonoksid og karbondioksid som hovedkomponenter ved reaksjon mellom hydrokarboner i rågassen og dampen.
I US 5763716 A beskrives en prosess for å konvertere en strøm med hydrokarboninneholdende gass til væskeformig hydrokarbonprodukter innbefattende en første reaksjon for å konvertere strømmen til en strøm med 2,5 deler av hydrogen til en del karbonmonoksid med tilstedeværelse av karbondioksid. Deretter, i et andre trinn reagerer hydrogen og karbonmonoksid i en Fischer-Tropsch syntesereaktor ved bruk av en jernoksid katalysatoroppslemmingen for å danne flytende hydrokarbonprodukter, hvor karbondioksid fra den første og andre reaksjonen separeres fra produktstrømmene og minst en del av det separerte karbondioksidet blir resirkulert inn i den første reaksjons-føden og hydrokarbonprodukter separeres ved destillasjon.
I US 5320992 A beskrives en mineralbærer for jernoksider som Fe304som reagerer å fjerne hydrogen og merkaptaner fra fluidstrømmer.
Avhengig av dens opprinnelse vil naturgassen kunne inneholde hydrogensulfid (H2S) og karbondioksid (for eksempel 7,1 vol% C02 og 0,6 vol% H2S). Når en slik naturgass anvendes som et råmateriale, er det vanlig praksis å fjerne hydrogensulfid forut for det trinn hvor damp og karbondioksid tilsettes til naturgassen. I dette tilfelle er det vanlig å fjerne hydrogensulfid fra naturgassen etter aminabsorpsjonsmetoden.
Dersom det imidlertid er ønskelig å fjerne hydrogensulfid til et nivå av størrel-sesorden ppm etter aminabsorpsjonsmetoden, blir også karbondioksid som inneholdes i den opprinnelige naturgass fjernet sammen med hydrogensulfidet. Dette fører til at det ikke blir mulig å anvende det karbondioksid som opprinnelig var til stede i naturgassen, slik at det kreves tilførsel av en stor mengde karbondioksid til naturgassen forut for trinnet hvor naturgassen skal overføres til reaksjonsrøret i reformeren, hvilket øker syntesegassens fremstillingskostnader.
KORT SAMMENFATNING AV OPPFINNELSEN
Det er følgelig et siktemål med oppfinnelsen å tilveiebringe en fremgangsmåte for fremstilling av en syntesegass som gjør det mulig å utnytte effektivt karbondioksidet i en naturgass som inneholder hydrogensulfid og karbondioksid, ved at kun hydrogensulfidet blir fjernet selektivt ved syntesegassfremstillingsprosessen, hvor det gjøres bruk av en reformer, hvorved det blir mulig å redusere mengden av karbondioksid som må tilsettes til naturgassen forut for trinnet hvor naturgassen skal overføres til reformeren.
Med oppfinnelsen tilveiebringes det således en fremgangsmåte, som angitt i krav 1, for fremstilling av en syntesegass som inneholder hydrogen og karbonmonoksid, og som omfatter de følgende trinn: Fremstilling av en hydrogensulfidfjerningsinnretning omfattende, minst én enhet av en første desulfureringskolonne fylt med hydrogensulfidadsorbenten inneholdende trijerntetraoksid, og en andre desulfureringskolonne fylt med hydrogensulfidadsorbenten inneholdende sinkoksid, fjerning av hydrogensulfid fra en naturgass inneholdende hydrogensulfid og karbondioksid, ved å tillatte at naturgassen suksessivt blir ført gjennom den første desulfureringskolonne fylt med hydrogensulfidadsorbenten inneholdende trijerntetraoksid og den andre desulfureringskolonne fylt med hydrogensulfidadsorbenten inneholdende sinkoksid av hydrogensulfidfjerningsinnretningen; tilsetning av karbondioksid og damp til naturgassen fra hvilken hydrogensulfidet har blitt fjernet, for dannelse av en blandet gass, og tilførsel av den blandede gass til et reaksjonsrør i en reformer, og derved å tillatte at en hovedsakelig dampreformeringsreaksjon finner sted i den blandede gass.
Fremgangsmåten for fremstilling av en syntesegass i henhold til oppfinnelsen kan utføres på en slik måte at naturgassen, før den tilføres til hydrogensulfidfjerningsinnretningen, føres gjennom en konveksjons seksjon som kommuniserer med en forbrenningsstrålingsseksjon av reformeren, hvorved naturgassen oppvarmes til en temperatur som er egnet for reaksjonen mellom hydrogensulfidet i naturgassen og hydrogensulfidadsorbenten.
Fremgangsmåten for fremstilling av en syntesegass i henhold til denne oppfinnelse kan utføres på en slik måte at karbondioksidet som gjenvinnes fra en forbrenningseksosgass dannet i forbrenningsstrålingsseksjonen av reformeren anvendes som en karbondioksidkilde.
Fremgangsmåten for fremstilling av en syntesegass i henhold til oppfinnelsen kan utføres på en slik måte at karbondioksidet som utvinnes fra syntesegassen på ned-strømssiden av reformeren, anvendes som en karbondioksidkilde.
Det foretrekkes ved utførelsen av fremgangsmåten for fremstilling av en syntesegass ifølge oppfinnelsen at hydrogensulfidadsorbenten utgjøres av minst ett oksid valgt blant trijerntetraoksid (Fe304) og sinkoksid (ZnO).
Det foretrekkes ved fremgangsmåten for fremstilling av en syntesegass i henhold til oppfinnelsen at hydrogensulfidfjerningsinnretningen er utstyrt med minst én enhet første desulfureringskolonne fylt med hydrogensulfidadsorbenten omfattende trijerntetraoksid, og med en andre desulfureringskolonne fylt med hydrogensulfidadsorbenten omfattende sinkoksid, og at naturgassen inneholdende hydrogensulfid og karbondioksid føres gjennom én kolonne valgt blant de første desulfureringskolonner og deretter gjennom den andre desulfureringskolonne.
Det foretrekkes at hydrogensulfidfjerningsinnretningen er utstyrt med minst tre enheter første desulfureringskolonne, som skal fylles med trijerntetraoksid, idet en første av disse første desulfureringskolonner er innrettet for å utføre en adsorpsjon av hydrogensulfid, en andre i rekken av første desulfureringskolonner er innrettet for å utføre en regenerering av adsorbenten (jernsulfid) på hvilken hydrogensulfidet adsorberes, og en tredje i rekken av første desulfureringskolonner er innrettet for å utføre en reduksjon av adsorbenten som er blitt regenerert, hvilke operasjoner utføres i rekkefølge etter hverandre.
Andre siktemål og fordeler med oppfinnelsen vil bli omtalt i den nedenstående beskrivelse og vil til dels være åpenbare i lys av denne eller vil tilegnes gjennom utøvelse av oppfinnelsen.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
De vedføyde tegninger, som utgjør en del av beskrivelsen, illustrerer for tiden foretrukne utførelsesformer av oppfinnelsen, og sammen med den ovenstående generelle beskrivelse og den nedenstående mer detaljerte beskrivelse av foretrukne utførelsesfor-mer tjener de til å forklare prinsippene for oppfinnelsen. Fig. 1 er et strømningsskjema som illustrerer hovedfremstillingstrinnene ved fremstilling av syntesegass i et anlegg for syntese av bensin, kerosen og gassolje, som anvendes i en utførelse av oppfinnelsen, og Fig. 2 er et strømningsskjema som illustrerer den hydrogensulfldfjerningsinn-retning som er tilpasset for innlemmelse i synteseanlegget ifølge Fig. 1.
NÆRMERE BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN
Fremgangsmåten for fremstilling av en syntesegass (egnet for syntese av for eksempel bensin, kerosen og gassolje) skal nå beskrives med henvisning til de vedføyde tegninger.
Fig. 1 er et strømningsskjema som illustrerer hovedfremstillingstrinnene ved fremstilling av syntesegass i et anlegg for syntese av bensin, kerosen og gassolje, som anvendes i en utførelse av oppfinnelsen.
Med henvisning til Fig. 1 omfatter en reformer 10 et reaksjonsrør 11 tilpasset for anvendelse ved dampreforming, en forbrenningsstrålingsseksjon 12 anordnet rundt reak-sjonsrøret 11 og utformet for oppvarming av reaksjonsrøret ved forbrenning av brensel, og en skorstein 14 som kommmuniserer via en konveksjonsseksjon (varmegjenvinnende seksjon) 13 med forbrenningsstrålingsseksjonen 12. Reaksjonsrøret 11 er fylt for eksempel med en katalysator på nikkelbasis. En tilførselsledning for brensel 20i danner forbindelse med forbrenningsstrålingsseksjonen 12 av reformeren 10.
En naturgasstilførselsledning 202er via en konveksjonsseksjon 13 av reformeren 10 forbundet med en hydrogensulfidfjerningsinnretning 30. Som vist på Fig. 2 er denne hydrogensulfidfjerningsinnretning 30 utstyrt med tre enheter første desulfureringskolonne 311-313, som hver er fylt med en hydrogensulfidadsorbent bestående for eksempel av partikler av trijerntetraoksid (Fe304). Tre naturgasstilførende grenledninger 32i-323, som er forgrenet ut fra naturgasstilførselsledningen 202, er forbundet med hver sin av toppseksjonene av de første desulfureringskolonner 311-313. Avstengningsventiler 33i-333for naturgassinntak er innsatt i de respektive grenledninger 33r333 for naturgasstilførsel. Bunnseksj onene av de første desulfureringskolonner 311-313er forbundet - via grenledninger 34i-343for naturgassuttak og via en ledning 35, med hvilke disse grenledninger 34i-343for naturgassuttak er forbundet - med toppseksjonen av en andre desulfureringskolonne 36, som er fylt med sinkoksidpartikler benyttet som en hydrogensulfidabsorbent. Bunnseksjonen av den andre desulfureringskolonne 36 er forbundet med en ledning 203for rågasstilførsel som vil bli forklart nedenfor. Avstengningsventiler 37i-373for naturgassuttak er innsatt i de respektive grenledninger 34i-343.
En svovelutvinningsinnretning 38 står via en ledning 39i i forbindelse med en blåser 40 for sirkulerende gass. Denne sirkulasjonsgassblåser 40 står via en ledning 392i kontakt med en forvarmer 41. Luft tilføres til hydrogensulfidfjerningsinnretningen 30 via en ledning 393anordnet i nærheten av blåseren 40 for sirkulerende gass. Denne ledning 392er utstyrt med en gass-gass-varmeveksler 42 for varmeveksling mellom den lufttil-blandede gass fra sirkulasjonsgassblåseren 40 og den oppvarmede svoveldioksidgass som er blitt tatt ut fra den enhet av de første desulfureringskolonner som er tilveiebragt for utførelse av regenereringsprosessen (vil bli forklart nedenfor). Forvarmeren 41 står via en ledning 394og tre grenledninger 43i-433utgrenet fra ledningen 394i forbindelse med hver av bunnseksj onene av de første desulfureringskolonner 311-313. Avstengningsventiler 44r443 for tilførsel av luftholdig gass er forbundet med de respektive grenledninger 43i-433. Toppseksjonene av de første desulfureringskolonner 311-313er forbundet - via grenledninger 45i-453for uttak av svoveldioksidgass og via en ledning 395med hvilken disse grenledninger 45r453 er forbundet - med svovelgjenvinningsinnretningen 38. Avstengningsventiler 46i-463for uttak av svoveldioksidgass er forbundet med de respektive grenledninger 45i-453.1 ledningen 395er den ovennevnte gass-gass-varmeveksler 42 innsatt.
En tilførselsledning 47 for reduserende gass er i dens fremre ende forgrenet i tre grenledninger 48i-483, som kommuniserer med de respektive toppseksjoner av de første desulfureringskolonner 311-3I3. Avstengningsventiler 491-493for reduserende gass er innsatt i de respektive grenledninger 48i-483.
Hydrogensulfidfjerningsinnretningen 30, som er utformet som ovenfor forklart, står i forbindelse, via en tilførselsledning 203for rågass anordnet slik at den passerer gjennom konveksjonsseksjonen 13, med en toppseksjon av reaksjonsrøret 11. En fremre ende av ledningen 204for damptilførsel kommuniserer med ledningen 203for rågass-tilførsel i et midtre parti av denne som er lokalisert på nedstrømssiden av hydrogensulfidfjerningsinnretningen 30 og på oppstrømssiden av konveksjonsseksjonen 13.
En første karbondioksidutvinningsinnretning 511er anordnet i konveksjonsseksjonen 13 av reformeren 10, hvilket gjør det mulig å utvinne karbondioksid fra forbrenningseksosgassen fra konveksjonsseksjonen 13. Denne karbondioksidutvinningsinnretning 311er via en ledning 205forbundet med en kompressor 52. Denne kompressor 52 er via en ledning 206forbundet med et midtparti av ledningen 203for rågasstilførsel som er lokalisert på nedstrømssiden av hydrogensulfidfjerningsinnretningen 30 og på oppstrøms-siden av konveksjonsseksjonen 13.
Den ene ende av syntesegassledningen 207er forbundet med en nedre endesek-sjon av reaksjonsrøret lii reformeren 10, og dens andre ende er forbundet med Fischer-Tropsch- reaksjonssystemet (FT-reaksjonssystemet) 53, som er fylt for eksempel med en katalysator på koboltbasis. Katalysatoren som skal anvendes i dette FT-reaksjonssystem 53 er imidlertid ikke begrenset til en katalysator på koboltbasis, men kan for eksempel være en katalysator på jernbasis. En varmeveksler 54 og en andre karbondioksidutvinningsinnretning 512er anordnet på nedstrømssiden av reformeren 10 og er innsatt i denne rekkefølge i syntesegassledningen 207. Varmeveksleren 54 er anordnet slik at en ledning 208krysser den, for eksempel for å varme opp et vann for en koker som føres gjennom denne ledning 208, slik at det dannes en høytrykksdamp. Den andre karbondioksidutvinningsinnretning 512er via en ledning 209forbundet med kompressoren 52. En ledning 20io for transport av for eksempel et kokervann er anordnet for å krysse konveksjonsseksjonen 13 av reformeren 10, for derved å muliggjøre varme veksling mellom forbrenningseksosgassen i konveksjonsseksjonen 13 og kokervannet. Dette resulterer i at forbrenningseksosgassen kjøles, samtidig som kokervannet oppvarmes og det dannes en høytrykksdamp.
Nedenfor skal fremgangsmåten for fremstilling av en syntesegass forklares med henvisning til synteseanlegget vist på figurene 1 og 2.
Først innføres et brensel for forbrenning gjennom brenseltilførselsledningen 20i til forbrenningsstrålingsseksjonen 12 av reformeren 10, for å muliggjøre forbrenning av brenslet med luft, hvorved det indre av reaksjonsrøret 11 varmes opp til en tilstrekkelig høy temperatur (for eksempel 850-900 °C). Denne oppvarming av reaksjonsrøret 11 foretas fordi reformeringsreaksjonen i reformeren 10 er en endoterm reaksjon. Forbrenningseksosgassen som inneholder karbondioksid, og som er dannet i denne forbrenningsstrålingsseksjon 12, tillates å strømme gjennom konveksjonsseksjonen 13 og inn i skorsteinen 14. Når forbrenningseksosgassen føres gjennom konveksjonsseksjonen 13, blir forbrenningseksosgassen varmevekslet med naturgassen som føres gjennom tilførsels-ledningen 202for naturgass, samt med den ovennevnte naturgass blandet med karbondioksid og damp som passerer gjennom ledningen 203for tilførsel av rå gass, samt med kokervannet som føres gjennom ledningen 20i0, hvorved forbrenningseksosgassen kjøles. Karbondioksidet i den således kjølte forbrenningseksosgass utvinnes i den første karbondioksidutvinningsinnretning 511og føres deretter, via ledning 205, til kompressoren 52. Forbrenningseksosgassen, som således er blitt kjølt og befridd for karbondioksid, slippes ut via skorsteinen 14 til atmosfæren.
Naturgass som inneholder metan som en hovedbestanddel, og som også inneholder hydrogensulfid og karbondioksid, innføres i ledningen 202for tilførsel av naturgass og føres gjennom denne ledning 202og følgelig gjennom konveksjonsseksjonen 13 av reformeren 10, hvorunder naturgassen oppvarmes til en temperatur (for eksempel på 400 °C) som er optimal for reaksjonen mellom hydrogensulfidet og det trijerntetraoksid (Fe304) som benyttes som en hydrogensulfidadsorbent (vil bli forklart nedenfor). Den således oppvarmede naturgass innføres i hydrogensulfidfjerningsinnretningen 30. Stengeventilen 331for inntak av naturgass, som er innsatt i forgreningsledning 32!for tilførsel av naturgass, og som er forbundet med grenledning 34t for uttak av naturgass, åpnes i hydrogensulfidutvinningsinnretningen 30, og den ovennevnte oppvarmede naturgass tillates å strømme inn kun i den første desulfureringskolonne 311(vist til venstre på Fig. 2), som er fylt med partikler av trijerntetraoksid (Fe304). I denne første desulfureringskolonne 311blir så hydrogensulfidet (H2S) i naturgassen tillatt å reagere med partiklene av trijerntetraoksid (Fe304) ved den ovennevnte temperatur (400 °C) i henhold til den følgende reaksjonsligning (1), hvorved mesteparten av hydrogensulfidet blir fjernet fra naturgassen
Naturgassen som er blitt ført gjennom den første desulfureringskolonne 311blir så , via grenledningen 34i for uttak av naturgass og ledningen 35, innført i den andre desulfureringskolonne 36, som er fylt med partikler av sinkoksid (ZnO). I denne andre desulfureringskolonne 36 blir så eventuelt gjenværende hydrogensulfid i naturgassen omsatt med sinkoksidpartiklene i henhold til den følgende reaksjonsligning (2), hvorved gjenværende hydrogensulfid kan fjernes fra naturgassen:
Ved fremgangsmåten, hvor naturgassen inneholdende hydrogensulfid og karbondioksid føres gjennom den første desulfureringskolonne 311fylt med partikler av trijerntetraoksid (Fe304) og deretter gjennom den andre desulfureringskolonne 36 fylt med sinkoksidpartikler, er det bare hydrogensulfidet som fjernes til et nivå av størrelses-ordenen ppm, uten at karbondioksidet blir fjernet fra naturgassen, i motsetning til hva som er tilfellet ved den konvensjonelle aminabsorpsjonsmetode.
Når desulfureringsytelsen av trijerntetraoksidpartiklene i den første desulfureringskolonne 3li, vist til venstre på Fig. 2, av de tre enheter første desulfureringskolonne 311-313 er blitt forringet som følge av reaksjonen for fjerning av hydrogensulfid fra naturgassen, kan tilførselen av naturgassen suksessivt skiftes over fra denne første desulfureringskolonne 33i til den første desulfureringskolonne 312, vist midt på Fig. 2, og deretter til den første desulfureringskolonne 313, som er vist til høyre på Fig. 2, hvorved hydrogensulfidet kan fjernes kontinuerlig fra naturgassen.
Når desulfureringsytelsen av én av de første desulfureringskolonner er blitt forringet som følge av desulfureringsoperasjonen utført i denne, blir denne første desulfureringskolonne (for eksempel den første desulfureringskolonne 322som er vist midt på Fig. 2) underkastet en regenereringsbehandling som beskrevet i det følgende. Først åpnes henholdsvis stengeventilen 442 for inntak av luftholdig gass, som er innsatt i grenledningen 432, og stengeventilen 462 for uttak av svoveldioksidgass, innsatt i grenledningen 452 for uttak av svoveldioksidgass. Deretter aktiveres sirkulasjonsgassblåseren 40 for å tilføre den gass (hovedsakelig nitrogengass) som er blitt utskilt i svovelutvinningsinnretningen 38, til gass-gass-varmeveksleren 42 via ledningene 39t og 392, og samtidig tilføres luft via ledning 393til ledning 392. Den gass som hovedsakelig består av luft som er blitt varmevekslet med den oppvarmede svoveldioksidgass (vil bli forklart nedenfor) i gass-gass-varmeveksleren 42, tilføres gjennom ledningen 394og grenledningen 432til en nedre seksjon av den første desulfureringskolonne 312. Under prosessens forløp, hvorunder gassen bestående hovedsakelig av luft føres gjennom ledningen 394, oppvarmes gassen bestående hovedsakelig av luft til en temperatur (for eksempel 600 °C) som er optimal for regenereringen av jernsulfid (FeS) (vil bli forklart nedenfor) ved hjelp av forvarmeren
41 innsatt i ledningen 394. Når denne oppvarmede gass bestående hovedsakelig av luft
innføres i den første desulfureringskolonne 312, vil jernsulfidet (FeS) som er blitt dannet under den ovennevnte desulfureringsoperasjon, som vist ved den ovennevnte reaksjonsligning (1), omsettes med oksygen i henhold til den følgende reaksjonsligning (3), hvorved det dannes dijerntrioksid (Fe203) og svoveldioksidgass (S02), hvorved regenereringen fullføres:
Svoveldioksidgassen som er blitt dannet i den første desulfureringskolonne 312, overføres så via grenledningen 452for uttak av svoveldioksidgass og ledningen 395til svovelutvinningsinretningen 38. Mens svoveldioksidgassen passerer gjennom ledningen 395, blir den varmeveklset med gassen bestående hovedsakelig av luft i gass-gass-varmeveksleren 42, som er innsatt i ledningen 395, hvorved svoveldioksidgassen kjøles. Denne kjølte svoveldioksidgass overføres så til svovelutvinningsinnretningen 38, hvor svovel utvinnes fra svoveldioksidgassen.
I de første desulfureringskolonner, som er fylt med hydrogensulfidadsorbenten som er blitt underkastet den ovenfor omtalte regenereringsbehandling (for eksempel den første desulfureringskolonne 313som er vist til høyre på Fig. 2), vil samtidig reduksjons-behandlingen av hydrogensulfidadsorbenten utføres som følger. Først åpnes stengeventilen 493for reduserende gass som er innsatt i grenledningen 483. Deretter blir en reduserende gass (for eksempel hydrogengass) tilført via tilførselsledningen 47 for reduserende gass og ledningen 483til en toppseksjon av den første desulfureringskolonne 313. Når hydrogengass innføres i denne første desulfureringskolonne 313, vil dijerntrioksidet (Fe303) som er blitt dannet under regenereringsoperasjonen som vist ved den ovenstående reaksjonsligning (3) reagere med hydrogengassen som vist i reaksjonsligning (4), hvorved det dannes trijerntetraoksid (Fe304) som skal anvendes ved desulfureringen, og vann (H20):
Det således dannede vann overføres fra grenledningen 343for uttak av naturgass via en ledning (ikke vist) til den første desulfureringskolonne for utførelse av desulfureringsoperasjonen (for eksempel den første desulfureringskolonne 311, som er vist til venstre på Fig. 2).
Alle disse operasjoner, desulfurering, regenerering og reduksjon, utføres samtidig, for derved å oppnå en uavbrutt desulfurering.
Naturgassen som således er blitt befridd for hydrogensulfid, innføres i rågass-tilførselsledningen 2O3. Ved denne anledning blir karbondioksidet som er blitt kompri-mert i kompressoren 52 tilført via ledningen 20$til naturgassen i et forhåndsbestemt mengdeforhold for fremstilling av en karbondioksidholdig naturgass. Også damp tilføres, via damptilførselsledningen 204, til den karbondioksidholdige naturgass i et forhåndsbestemt mengdeforhold, slik at det dannes en blandet gass. Som denne damp kan man benytte den damp som er blitt dannet ved varmeveksling mellom kokervannet og syntesegassen i varmeveksleren 54 samt den damp som er blitt dannet gjennom varmeveksling av kokervannet med forbrenningseksosgassen i konveksjonsseksjonen 13 av reformeren 10.
Den blandede gass, dvs. naturgassen blandet med karbondioksid og damp, føres gjennom rågasstilførselsledningen 203og forvarmes når denne blandede gass strømmer gjennom konveksjonsseksjonen 13 av deformeren 10, hvoretter denne således forvar-mede blandede gass innføres i reaksjonsrøret 11. Naturgassen, som inneholder metan (CH4) som en hovedbestanddel, damp og karbondioksid, som er blitt tilført til reaksjons-røret 11 i reformeren 10, underkastes så dampreformeringsprosessen, hvorunder metan hovedsakelig dampreformeres i nærvær av en katalysator anbrakt inne i reaksjonsrøret 11, hvorved det fås en syntesegass inneholdende hydrogengass, karbonmonoksid og karbondioksid i henhold til de følgende ligninger (5) og (6):
I henhold til disse ligninger (5) og (6) for reformeringsreaksjonen kan 4 mol hydrogen og ett mol karbondioksid dannes ved reaksjon mellom ett mol metan og 2 mol damp. I det aktuelle reaksjonssystem kan det imidlertid oppnås en sammensetning som ligger nær opp til den kjemisk likevektssammensetning, som lar seg bestemme ut fra temperaturen og trykket ved utløpet av reaksjonsrøret.
Derfor vil det være mulig å fremstille en syntesegass inneholdende hydrogengass, karbonmonoksid og karbondioksid med et molforhold H2/CO i området fra 1 til 2,5 ved at innholdet av metan i naturgassen, av damp og av karbondioksid innstilles slik at molforholdet mellom metan (CH4) og damp (H20) faller innenfor området CH4:H20 = 1:1,5 - 1 : 3; mens molforholdet mellom metan ( CiU) og karbondioksid (C02) faller innenfor området CH4:CH2 =1:1-1:3, gjennom tilsetning av damp og karbondioksid til naturgassen.
Den således oppnådde syntesegass føres via en syntesegassledning 207til varmeveksleren 54 for derved å oppvarme kokervannet som strømmer gjennom ledningen 20g, slik at det genereres en høytrykksdamp. Samtidig blir syntesegassen selv kjølt, og den føres deretter til den andre karbondioksidutvinningsinnretning 512, i hvilken karbondioksidet i naturgassen utvinnes, og vannet som samtidig dannes, tas ut fra systemet gjennom en ledning 20n. Det således utvundne karbondioksid overføres via ledningen 209til kompressoren 52 og komprimeres sammen med karbondioksidet som er blitt utvunnet i den første karbondioksidutvinningsinnretning 511}og det således kompri-merte karbondioksid tilføres deretter via ledningen 206til den naturgass som befinner seg i rågasstilførselsledningen 2O3.
Syntesegassen som således er blitt utarmet på karbondioksid, overføres deretter via ledningen 207til Fischer-Tropsch-reaksjonssystemet (FT-reaksjonssystemet) 53, som er fylt for eksempel med en katalysator på koboltbasis, hvorved hydrogenet og karbon-monoksidet i syntesegassen tillates å reagere med hverandre, hvorved det syntetiseres bensin, kerosen og gassolje.
I henhold til denne utførelse vil man, forut for trinnet hvor karbondioksid og damp tilsettes til en naturgass inneholdende hydrogensulfid og karbondioksid, føre naturgassen gjennom hydrogensulfidfjerningsinnretningen 30 fylt med en hydrogensulfidadsorbent for derved selektivt å fjerne hydrogensulfidet fra naturgassen, uten at karbondioksidet fjernes fra naturgassen, i motsetning til hva som skjer ved den konvensjonelle aminabsorpsjonsmetode. Derfor er det mulig i henhold til oppfinnelsen å effektivt utnytte karbondioksidet i naturgassen og å redusere mengden av karbondioksid som må tilsettes til naturgassen forut for trinnet hvor naturgassen innføres i reformeren. Som en følge av dette blir det mulig å redusere syntesegassens fremstillingskostnader.
Spesielt skal det påpekes at før naturgassen inneholdende hydrogensulfid og karbondioksid tilføres til hydrogensulfidfjerningsinnretningen 30, blir naturgassen ført gjennom naturgasstilførselsledningen 202, som er anordnet slik at den passerer gjennom konveksjonsseksjonen 13 i reformeren 10, hvorved naturgassen oppvarmes til en temperatur som er optimal for reaksjonen mellom hydrogensulfidet i naturgassen og trijern-tetraoksidet som er påfylt i de første desulfureringskolonner 31 r313i hydrogensulfidfjerningsinnretningen 30, hvorved det blir mulig å redusere mengden av brensel benyttet for å fjerne hydrogensulfidet.
Som det vil ses av hydrogensulfidfjerningsinnretningen 30 vist på Fig. 2, er det dessuten nå mulig å selektivt fjerne bare hydrogensulfidet fra naturgassen, til et nivå av størrelsesordenen ppm, ved at naturgassen inneholdende hydrogensulfid og karbondioksid føres gjennom den første desulfureringskolonne 311fylt med partikler av trijerntetraoksid (Fe304) (den første desulfureirngskolonne 311, vist til venstre på Fig. 2) og deretter gjennom den andre desulfureringskolonne 36 fylt med partikler av sinkoksid (ZnO).
Faktisk var det mulig å oppnå en naturgass med sammensetning 87,0 vol% CH4; 1,8 vol% C2H6; 4,1 vol% N2; 7,1 vol% C02og 1 ppm C2S eller mindre, da en naturgass av sammensetning 86,5 vol% CH4; 1,8 vol% C2H6; 4,0 vol% N2; 7,1 vol% C02og 0,6 vol% C2S ble behandlet i hydrogensulfidfjerningsinnretningen 30 vist på Fig. 2 ved å føre den gjennom den første desulfureringskolonne 311fylt med partikler av trijerntetraoksid (Fe304) (den første desulfureirngskolonne 3li, vist til venstre på Fig. 2) og deretter gjennom den andre desulfureringskolonne 36 fylt med sinkoksidpartikler (ZnO). Det var således mulig å la nesten alt karbondioksidet bli tilbake i den urene naturgass og samtidig selektivt fjerne mesteparten av hydrogensulfidet.
Som det vil ses av hydrogensulfidfjerningsinnretningen 30 vist på Fig. 2 blir det dessuten mulig å fjerne hydrogensulfidet på en mer friksjonsfri og effektiv måte fra naturgassen, fordi det benyttes tre enheter første desulfureirngskolonne 311-313som hver er fylt med partikler av trijerntetraoksid (Fe304), hvilket gjør det mulig å utføre i den første i rekken av første desulfureringskolonner en adsorpsjon av hydrogensulfid, å utføre i den andre av rekken av første desulfureringskolonner en regenerering av adsorbenten inneholdende adsorbert hydrogensulfid, og dessuten å utføre i den tredje av rekken av første desulfureringskolonner en reduksjon av adsorbenten som er blitt regenerert, samt å utføre disse operasjoner sekvensielt.
Til naturgassen som således er blitt utarmet på hydrogensulfid ved hjelp av de ovenfor beskrevne prosedyrer, tilsettes damp og karbondioksid for å oppnå en blandet gass som så innføres i reaksjonsrøret 11 i reformeren 10 for å oppnå dampreformeringen av den blandede gass, hvorved det fås en syntesegass med et molforhold mellom H2og CO i området fra 1 til 2,5. Denne syntesegass med dette molforhold mellom H2og CO tilføres deretter til Fischer-Tropsch-reaksjonssystemet (FT-reaksjonssystemet) 53, som for eksempel er fylt med en katalysator på koboltbasis, hvorved hydrogenet og karbon-monoksidet som inneholdes i syntesegassen bringes til å reagere med hverandre under dannelse av bensin, kerosen og gassolje i høyt utbytte.
I den ovenfor beskrevne utførelse blir karbondioksidet som skal tilsettes til naturgassen tilveiebragt ved utvinning av karbondioksid fra forbrenningseksosgassen som dannes i forbrenningsstrålingsseksjonen eller fra syntesegassen. Imidlertid kan karbondioksidet tilveiebringes også fra andre kilder. Eksempelvis er det mulig å benytte karbondioksid som kan utvinnes fra forbrenningseksosgassen dannet i kokeren, eller karbondioksid som er blitt til overs i andre anlegg. Karbondioksid som er blitt til overs i andre anlegg, kan nemlig effektivt utnyttes som et råmateriale ved fremgangsmåten for fremstilling av metanol i henhold til den foreliggende oppfinnelse, slik at det nå er mulig å redusere mengden av karbondioksid som må slippes ut i atmosfæren, hvilket bidrar til å redusere den globale oppvarming.
I den ovenfor beskrevne utførelse blir syntesegassen som fremstilles i reformeren innført i Fischer-Tropsch-reaksjonssystemet for syntetisering av bensin, osv. Imidlertid kan syntesegassen fremstilt i reformeren også anvendes for syntese av metanol eller dimetyleter.
Som ovenfor forklart er det mulig i henhold til oppfinnelsen å effektivt utnytte karbondioksidet i en naturgass som inneholder hydrogensulfid og karbondioksid, gjennom en selektiv fjerning av kun hydrogensulfidet fra naturgassen, ved en fremgangsmåte for fremstilling av en syntesegass fra naturgassen inneholdende hydrogensulfid og karbondioksid under anvendelse av en reformer, hvorved det blir mulig å redusere mengden av karbondioksid som skal tilsettes til naturgassen forut for det trinn hvor naturgassen skal innføres i reformeren. Videre tilveiebringes også med oppfinnelsen en fremgangsmåte for fremstilling av syntesegass som er egnet for syntese av bensin, kerosen og gassolje etter Fischer-Tropsch-reaksjonssystemet, eller for syntese av metanol eller dimetyleter, til lave kostnader.
Ytterligere fordeler og modifikasjoner vil være åpenbare for fagfolk på området. Oppfinnelsen er derfor, i dens brede aspekter, ikke begrenset til de spesifikke detaljer og representative utførelser som her er vist og beskrevet. Følgelig kan mange modifikasjoner gjøres, uten at det avvikes fra den generelle oppfinnelsesidé og oppfinnelsens rammer, slik disse er definert i de vedheftede krav.

Claims (5)

1. Fremgangsmåte for fremstilling av en syntesegass som inneholder hydrogen og karbonmonoksid, karakterisert vedde følgende trinn: tilveiebringe en hydrogensulfidfjerningsinnretning (30) omfattende minst én enhet av en første desulfureringskolonne (311-313) fylt med hydrogensulfidadsorbenten inneholdende trijerntetraoksid, og en andre desulfureringskolonne (36) fylt med hydrogensulfidadsorbenten inneholdende sinkoksid fjerning av hydrogensulfid fra en naturgass inneholdende hydrogensulfid og karbondioksid, ved å tillatte at naturgassen suksessivt blir ført gjennom den første desulfureringskolonne (31 r313) fylt med hydrogensulfidadsorbenten inneholdende trijerntetraoksid og den andre desulfureringskolonne (36) fylt med hydrogensulfidadsorbenten inneholdende sinkoksid av hydrogensulfidfjerningsinnretningen (30); tilsetning av karbondioksid og damp til naturgassen fra hvilken hydrogensulfidet har blitt fjernet, for dannelse av en blandet gass, og tilførsel av den blandede gass til et reaksjonsrør (11) i en reformer (10), og derved å tillatte at en hovedsakelig dampreformeringsreaksjon finner sted i den blandede gass.
2. Fremgangsmåte for fremstilling av en syntesegass ifølge krav 1,karakterisert vedat naturgassen, før den tilføres til hydrogensulfidfjerningsinnretningen (30), føres gjennom en konveksjonsseksjon (13) som kommuniserer med en forbrenningsstrålingsseksjon (12) av reformeren (10), hvorved naturgassen oppvarmes til en temperatur som er egnet for reaksjonen mellom hydrogensulfidet i naturgassen og hydrogensulfidadsorbenten.
3. Fremgangsmåte for fremstilling av en syntesegass ifølge krav 1,karakterisert vedat karbondioksidet som gjenvinnes fra en forbrenningseksosgass dannet i forbrenningsstrålingsseksjonen (12) av reformeren (10), anvendes som en karbondioksidkilde.
4. Fremgangsmåte for fremstilling av en syntesegass ifølge krav 1,karakterisert vedat karbondioksidet som gjenvinnes fra syntesegassen på ned-strømssiden av reformeren (10), anvendes som en karbondioksidkilde.
5. Fremgangsmåte for fremstilling av en syntesegass ifølge krav 1,karakterisert vedat hydrogensulfidfjerningsinnretningen (30) er utstyrt med minst tre enheter av første desulfureringskolonner (311) til (313), som skal fylles med trijerntetraoksid, hvor en første anordnet desulfureringskolonne blant de første desulfureringskolonner (311) til (313) er innrettet for å utføre en adsorpsjonsoperasjon av hydrogensulfid, en andre anordnet desulfureirngskolonne blant de første desulfureringskolonner (311) til (313) er utformet for å utføre en operasjon for regenerering av adsorbenten (jernsulfid) på hvilken hydrogensulfidet adsorberes, og en tredje anordnet desulfureringskolonne blant de første desulfureringskolonner (311) til (313) er utformet for å utføre en reduksjonsoperasjon av adsorbenten som har blitt regenerert, idet disse operasjoner utføres i rekkefølge etter hverandre.
NO20011753A 2000-08-16 2001-04-06 Fremgangsmate for fremstilling av syntesegass NO333653B1 (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2000246913A JP4533515B2 (ja) 2000-08-16 2000-08-16 合成ガスの製造方法

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO20011753D0 NO20011753D0 (no) 2001-04-06
NO20011753L NO20011753L (no) 2002-02-18
NO333653B1 true NO333653B1 (no) 2013-08-05

Family

ID=18737115

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20011753A NO333653B1 (no) 2000-08-16 2001-04-06 Fremgangsmate for fremstilling av syntesegass

Country Status (8)

Country Link
US (1) US6726852B2 (no)
EP (1) EP1180544B1 (no)
JP (1) JP4533515B2 (no)
AU (1) AU744233B1 (no)
DK (1) DK1180544T3 (no)
NO (1) NO333653B1 (no)
RU (1) RU2258029C2 (no)
ZA (1) ZA200102066B (no)

Families Citing this family (27)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2003094273A1 (fr) * 2002-05-02 2003-11-13 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Systeme de generation electrique a pile a combustible et procede de fonctionnement de ce systeme
WO2003099961A2 (en) * 2002-05-28 2003-12-04 Fmc Technologies, Inc. Portable gas-to-liquids unit and method for capturing natural gas at remote locations
AU2003259253B2 (en) * 2002-07-26 2007-02-15 Compactgtl Plc Gas-to-liquids facility for fixed offshore hydrocarbon production platforms
JP2004168553A (ja) * 2002-11-15 2004-06-17 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 合成ガスの製造方法
DE10301434A1 (de) * 2003-01-16 2004-07-29 Bayer Ag Verfahren zur CO-Gas-Entschwefelung
JP4568876B2 (ja) * 2004-03-30 2010-10-27 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 フィッシャートロプシュ合成用合成ガスの製造方法および製造装置
US7695708B2 (en) * 2007-03-26 2010-04-13 Air Products And Chemicals, Inc. Catalytic steam reforming with recycle
DE102007038760B3 (de) * 2007-08-16 2009-01-02 Dge Dr.-Ing. Günther Engineering Gmbh Verfahren und Anlage zur Herstellung von Synthesegas aus Biogas
JP5173531B2 (ja) 2008-03-31 2013-04-03 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 Ｇｔｌプラントにおける合成ガスリフォーマの運転方法
US8728423B2 (en) * 2008-04-07 2014-05-20 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Method and apparatus for flue gas treatment
US9475995B2 (en) 2009-11-27 2016-10-25 Korea Institute Of Science And Technology GTL-FPSO system for conversion of stranded gas in stranded gas fields and associated gas in oil-gas fields, and process for production of synthetic fuel using the same
KR101152666B1 (ko) * 2009-11-27 2012-06-15 한국과학기술연구원 해상 유전 및 한계 가스전의 가스를 액상연료로 전환하는 ｆｐｓｏ-ｇｔｌ 공정 및 이를 이용한 합성연료 제조방법
EP2543626B1 (en) 2010-03-02 2018-05-30 Japan Oil, Gas and Metals National Corporation Synthesis gas production method
JP5737853B2 (ja) * 2010-03-29 2015-06-17 千代田化工建設株式会社 貯蔵・輸送用水素の製造方法
CN102250658A (zh) * 2010-05-19 2011-11-23 上海标氢气体技术有限公司 焦炉煤气和高炉煤气原料转化制液化天然气的方法
FR2989004B1 (fr) * 2012-04-10 2014-05-02 Total Sa Procede de traitement d'un flux gazeux par absorption
WO2014041645A1 (ja) 2012-09-12 2014-03-20 三菱重工業株式会社 改質装置およびそれを備えた化成品の製造装置
JP6057643B2 (ja) * 2012-09-21 2017-01-11 三菱重工業株式会社 液体燃料を製造するとともに発電する方法およびシステム
US10335773B2 (en) 2013-07-18 2019-07-02 China University of Petroleum—Beijing Fe-based hydrogenation catalyst and use thereof
CN104383923B (zh) * 2013-07-18 2016-07-06 中国石油大学(北京) 一种汽油柴油加氢铁基催化剂及其应用
CN104383922B (zh) * 2013-07-18 2016-05-11 中国石油大学(北京) 一种重油加氢铁基催化剂及其应用
DE102013020343A1 (de) * 2013-12-03 2015-06-03 Linde Aktiengesellschaft Verfahren und Vorrichtung zur Synthesegaserzeugung
KR101694221B1 (ko) 2014-12-24 2017-01-09 한국과학기술연구원 한계 가스전의 천연가스를 이용한 gtl-fpso 공정에 의한 합성연료의 제조방법과 그 제조장치
CN105062597B (zh) * 2015-08-10 2018-06-12 新奥科技发展有限公司 天然气净化装置、净化系统、处理系统及吸附剂再生方法
US10738247B2 (en) * 2017-11-15 2020-08-11 Gas Technology Institute Processes and systems for reforming of methane and light hydrocarbons to liquid hydrocarbon fuels
US11261390B2 (en) 2018-09-10 2022-03-01 Korea Institute Of Science And Technology Apparatus and method of preparing synthetic fuel using natural gas
US10829371B1 (en) 2019-10-04 2020-11-10 Saudi Arabian Oil Company Systems and processes for producing hydrogen from sour gases

Family Cites Families (29)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3947547A (en) * 1972-12-15 1976-03-30 Shell Oil Company Process for reducing total sulfur content of claus off-gases
US4091073A (en) * 1975-08-29 1978-05-23 Shell Oil Company Process for the removal of H2 S and CO2 from gaseous streams
NL7603168A (en) * 1976-03-26 1977-09-28 Shell Int Research Selective removal of hydrogen sulphide from gas streams - contg. carbon dioxide, by a dual absorption-stripping process
FR2432887A1 (fr) * 1978-08-08 1980-03-07 Inst Francais Du Petrole Procede d'epuration d'un gaz contenant du sulfure d'hydrogene
DE3243206A1 (de) * 1982-11-23 1984-05-24 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen Verfahren zur reinigung von co und/oder co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) enthaltenden gasen
US4552572A (en) * 1983-07-26 1985-11-12 Bechtel International Corporation Process for desulfurization of fuel gas
JPS6199613A (ja) * 1984-10-22 1986-05-17 Nippon Steel Corp 直接還元炉のガス再循環装置
US4769045A (en) * 1986-04-10 1988-09-06 The United States Department Of Energy Method for the desulfurization of hot product gases from coal gasifier
US5621155A (en) 1986-05-08 1997-04-15 Rentech, Inc. Process for the production of hydrocarbons
DE3780742T2 (de) * 1986-10-01 1993-03-18 Ici Plc Entschwefelung.
JPH0776348B2 (ja) * 1987-05-26 1995-08-16 財団法人電力中央研究所 高温還元性ガスの精製方法
US4925644A (en) * 1987-06-15 1990-05-15 Texaco Inc. Partial oxidation of sulfur-containing solid carbonaceous fuel
EP0328479B1 (en) 1988-02-10 1995-03-29 Mitsubishi Jukogyo Kabushiki Kaisha Method for purifying high-temperature reducing gas
GB8805351D0 (en) * 1988-03-07 1988-04-07 Ici Plc Desulphurisation
JPH01228522A (ja) * 1988-03-08 1989-09-12 Babcock Hitachi Kk 乾式脱硫方法及び装置
US5320992A (en) 1989-08-30 1994-06-14 Irwin Fox Disposable oxide carrier for scavenging hydrogen sulfide
US5102645A (en) * 1990-06-21 1992-04-07 Liquid Carbonic Corporation Method for manufacture of high purity carbon monoxide
US5244641A (en) * 1992-04-28 1993-09-14 Phillips Petroleum Company Absorption of hydrogen sulfide and absorbent composition therefor
JP3322923B2 (ja) * 1992-12-15 2002-09-09 コスモエンジニアリング株式会社 一酸化炭素及び水素の製造方法
JPH06191801A (ja) * 1992-12-22 1994-07-12 Toyo Eng Corp 水素製造方法
SE9300803L (sv) * 1993-03-11 1994-05-24 Chemrec Ab Process för separation av svavelföreningar ur en koldioxid- och vätesulfidinnehållande gasström
GB2281077B (en) * 1993-08-05 1997-05-14 Ici Plc Reforming
US5914292A (en) * 1994-03-04 1999-06-22 Phillips Petroleum Company Transport desulfurization process utilizing a sulfur sorbent that is both fluidizable and circulatable and a method of making such sulfur sorbent
EP0672446B1 (en) * 1994-03-18 2002-11-13 The Kansai Electric Power Co., Inc. Method for the removal of hydrogen sulfide present in gases
US5989673A (en) 1997-06-30 1999-11-23 Sony Corporation Caromium-tantalum oxides (Cr-TaOx), sputtering targets and thin film seedlayer/sublayers for thin film magnetic recording media
US5958359A (en) * 1997-12-17 1999-09-28 Mobil Oil Corporation Process for treating H2 S-lean streams, with recycle of SOx from burner
US5882614A (en) * 1998-01-23 1999-03-16 Exxon Research And Engineering Company Very low sulfur gas feeds for sulfur sensitive syngas and hydrocarbon synthesis processes
GB9817526D0 (en) 1998-08-13 1998-10-07 Ici Plc Steam reforming
CA2292178C (en) * 1998-12-07 2003-07-15 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Method of manufacturing methanol

Also Published As

Publication number Publication date
EP1180544A2 (en) 2002-02-20
NO20011753D0 (no) 2001-04-06
EP1180544B1 (en) 2006-07-12
DK1180544T3 (da) 2006-10-23
AU744233B1 (en) 2002-02-21
NO20011753L (no) 2002-02-18
US20020024038A1 (en) 2002-02-28
RU2258029C2 (ru) 2005-08-10
US6726852B2 (en) 2004-04-27
EP1180544A3 (en) 2003-02-26
JP2002060203A (ja) 2002-02-26
ZA200102066B (en) 2001-09-13
JP4533515B2 (ja) 2010-09-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO333653B1 (no) Fremgangsmate for fremstilling av syntesegass
US8241400B2 (en) Process for the production of carbon dioxide utilizing a co-purge pressure swing adsorption unit
KR101650602B1 (ko) 이산화탄소 방출물 감소 방법
ES2357185T3 (es) Proceso combinado de reformación para producción de metanol.
RU2606606C2 (ru) Установка риформинга, способ риформинга, установка для получения химических продуктов, снабженная установкой риформинга, и способ получения химических продуктов
JP2002501114A (ja) Ｃ４＋／ｃ５＋炭化水素の回収を含む天然ガスからの低硫黄シンガスの製造
MXPA06013098A (es) Proceso de generacion de hidrogeno usando oxidacion parcial/reforma de vapor.
EP2464598B1 (en) Combined reforming process for methanol production
JP2023530573A (ja) 水素の生成のためのプロセス
JP2023530574A (ja) 水素を生成する方法
EP0486174A1 (en) Process for producing high purity hydrogen
JPWO2007114277A1 (ja) 液体燃料合成システム
EP1162170A1 (en) Method of manufacturing a synthesis gas to be employed for the synthesis of gasoline, kerosene and gas oil
ES2427343T3 (es) Procedimiento para la eliminación de azufre procedente del gas residual de refinería
CN107032954A (zh) 利用煤炭地下气化产品气生产甲醇及其衍生物的方法
CN209685302U (zh) 低温干馏煤气重整转化制氢装置
JPH06248275A (ja) 代替天然ガスの製造装置
CN102348783A (zh) 催化剂分离系统
GB2625645A (en) Process for producing hydrogen
JPH06184570A (ja) 都市ガスの製造方法
JPH09302365A (ja) 代替天然ガスの製造方法
JPH09279164A (ja) Ｃｏｇを主原料とする高熱量ガスの製造方法
JP2015157721A (ja) 改質装置及び改質設備
JPH108073A (ja) 都市ガスの製造方法

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Lapsed by not paying the annual fees