RU2334780C2 - Способ получения жидких углеводородов с применением процесса фишера-тропша - Google Patents

Способ получения жидких углеводородов с применением процесса фишера-тропша Download PDF

Info

Publication number
RU2334780C2
RU2334780C2 RU2005135435/04A RU2005135435A RU2334780C2 RU 2334780 C2 RU2334780 C2 RU 2334780C2 RU 2005135435/04 A RU2005135435/04 A RU 2005135435/04A RU 2005135435 A RU2005135435 A RU 2005135435A RU 2334780 C2 RU2334780 C2 RU 2334780C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
hydrogen
residual gas
stream containing
carbon
Prior art date
Application number
RU2005135435/04A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2005135435A (ru
Inventor
Поль ВЕНТИНК (FR)
Поль ВЕНТИНК
Дени СИЕТА (FR)
Дени СИЕТА
СУЗА Гийом ДЕ (FR)
СУЗА Гийом ДЕ
Original Assignee
Л` Эр Ликид Сосьете Аноним А Директуар Э Консей Де Сюрвейянс Пур Л`Этюд Э Л`Эксплуатасьон Де Проседе Жорж Клод
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 Л` Эр Ликид Сосьете Аноним А Директуар Э Консей Де Сюрвейянс Пур Л`Этюд Э Л`Эксплуатасьон Де Проседе Жорж Клод filed Critical Л` Эр Ликид Сосьете Аноним А Директуар Э Консей Де Сюрвейянс Пур Л`Этюд Э Л`Эксплуатасьон Де Проседе Жорж Клод
Publication of RU2005135435A publication Critical patent/RU2005135435A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2334780C2 publication Critical patent/RU2334780C2/ru

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Изобретение относится к усовершенствованному способу конверсии углеводородных газов в жидкие углеводороды, в котором применяется процесс Фишера-Тропша, причем в указанном способе получают жидкие углеводороды и остаточный газ, содержащий по меньшей мере водород, монооксид углерода, диоксид углерода и углеводороды с углеродным числом не более 6, остаточный газ подвергается процессу разделения PSA (Pressure Swing Adsorption), используя установку разделения PSA, и дополнительно производят по меньшей мере один газовый поток, содержащий преимущественно водород, в результате которого получают по меньшей мере один поток газа, содержащий метан, и для которого уровень извлечения водорода и монооксида углерода равен по меньшей мере 60%, по меньшей мере один поток газа, для которого уровень извлечения диоксида углерода равен по меньшей мере 40%, и по меньшей мере один дополнительный поток газа, содержащий преимущественно углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 2. Способ позволяет существенно уменьшить выброс CO2 в атмосферу. 17 з.п. ф-лы, 4 ил.

Description

Настоящее изобретение относится к новому способу конверсии углеводородных газов в жидкие углеводороды, использующему один из известных способов получения синтез-газа, а также процесс Фишера-Тропша и, в частности, особый этап обработки остаточного газа, полученного при проведении процесса Фишера-Тропша.
Превращение исходных газообразных или твердых углеводородных соединений в жидкие углеводородные продукты, представляющие интерес для нефтехимической промышленности, нефтеперерабатывающих заводов или в транспортной отрасли, является известным. Действительно, некоторые крупные месторождения природного газа находятся в пустынных и удаленных от потребителя местах, поэтому они могут эксплуатироваться путем создания установок конверсии, называемой "газ в жидкость" или "gas to liquid" (GtL), в местах, близких к этим источникам природного газа. Преобразование газов в жидкости дает возможность более легкой транспортировки углеводородов. Этот тип конверсии GtL осуществляется обычно преобразованием исходных газообразных или твердых углеводородных соединений в синтез-газ, содержащий преимущественно H2 и CO (парциальным окислением с помощью окисляющего газа и/или реакцией с водяным паром или CO2), затем обработкой этого синтез-газа по процессу Фишера-Тропша для получения продукта, который после конденсации приводит к искомым жидким углеводородным продуктам. В процессе конденсации производится остаточный газ. Этот остаточный газ содержит углеводородные продукты с низкой молекулярной массой и непрореагировавшие газы. Впоследствии остаточный газ обычно применяется как горючее в одном из процессов установки GtL, например в газовой турбине или камере сгорания, относящейся к паровой турбине, или в расширительной турбине, относящейся к компрессору установки GtL. Однако зачастую количество остаточного газа для сжигания намного превышает потребность установки GtL в горючем. Кроме того, остаточный газ содержит также CO2, который уменьшает эффективность сжигания углеводородных продуктов и который выделяется в атмосферу, что ведет к загрязнению окружающей среды. Наконец, остаточный газ содержит обычно некоторое количество непрореагировавших H2 и CO, сжигать которые неэкономично.
Учитывая экологические ограничения относительно CO2, было предложено обрабатывать остаточный газ для устранения CO2. В патенте US 5621155 описан, например, способ, в котором часть остаточного газа, полученного при проведении процесса Фишера-Тропша, обрабатывалась для удаления из него диоксида углерода и затем возвращалась на стадию процесса Фишера-Тропша. Однако другая часть остаточного газа, содержащая H2 и CO, всегда подлежит сжиганию, что не является экономичным. Кроме того, CO2 всегда выбрасывается в атмосферу.
В патенте WO 01/60773 описан способ, в котором остаточный газ, полученный при проведении процесса Фишера-Тропша, обрабатывается для устранения CO2. Остаточный газ, имеющий пониженное содержание CO2, используется в качестве горючего в разных местах установки.
В патенте US 6306917 описан способ, в котором диоксид углерода удаляют из остаточного газа, поступившего при проведении процесса Фишера-Тропша. В этом патенте описаны также обработка остаточного газа для извлечения из него водорода с помощью мембраны и возврат этого водорода в реактор Фишера-Тропша. Соединение CO подлежит сжиганию.
Задачей настоящего изобретения является разработка способа конверсии углеводородных газов в жидкие углеводороды с применением процесса Фишера-Тропша, в котором остаточный газ, полученный при проведении процесса Фишера-Тропша, обрабатывается во избежание экономического ущерба от простого сжигания H2 и CO.
Другой задачей является разработка способа конверсии углеводородных газов в жидкие углеводороды, применяя процесс Фишера-Тропша, в котором остаточный газ обрабатывается, чтобы одновременно избежать экономических убытков от простого сжигания H2 и CO и существенно уменьшить выброс CO2 в атмосферу путем рецикла углеродных цепей.
Преимуществом изобретения является его адаптация ко всем типам остаточных газов. Кроме того, оно позволяет повторно использовать в процессе GtL углеводороды, которые содержатся в остаточном газе. Существенным преимуществом изобретения является также обеспечение функции перераспределения различных составляющих остаточного газа на несколько газовых потоков, которые могут быть использованы на различных стадиях всего процесса конверсии углеводородных газов в жидкие углеводороды.
Для решения указанной задачи предложен способ конверсии углеводородных газов в жидкие углеводороды, в котором применяется процесс Фишера-Тропша, причем указанным способом получают жидкие углеводороды и остаточный газ, содержащий по меньшей мере водород, монооксид углерода, диоксид углерода и углеводороды с углеродным числом не более 6, и в котором остаточный газ подвергается процессу разделения с получением по меньшей мере одного потока газа, содержащего метан, и для которого уровень извлечения водорода и монооксида углерода равен по меньшей мере 60%; по меньшей мере одного потока газа, для которого уровень извлечения диоксида углерода равен по меньшей мере 40%, и по меньшей мере одного дополнительного потока газа, содержащего преимущественно углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 2.
Другие отличительные признаки и преимущества изобретения приведены в нижеследующем описании, охватывающем варианты осуществления изобретения, даны в виде неограничивающих примеров и сопровождаемых ссылками на фигуры чертежей, в числе которых:
Фиг.1 и 2 изображают схемы установки GtL, включающей в себя процесс Фишера-Тропша, согласно предшествующему уровню техники,
Фиг.3 изображает схему, иллюстрирующую способ согласно изобретению.
Изобретение относится также к способу конверсии углеводородных газов в жидкие углеводороды, в котором применяется процесс Фишера-Тропша, причем в указанном способе получают жидкие углеводороды и остаточный газ, содержащий по меньшей мере водород, монооксид углерода, диоксид углерода и углеводороды с углеродным числом не более 6, и в котором остаточный газ подвергается процессу разделения, в результате которого получают по меньшей мере один поток газа, содержащий метан, и для которого уровень извлечения водорода и монооксида углерода составляет по меньшей мере 60%, по меньшей мере один поток газа, для которого уровень извлечения диоксида углерода составляет по меньшей мере 40%, и по меньшей мере один дополнительный поток газа, содержащий преимущественно углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 2.
Изобретение относится ко всем типам способа конверсии углеводородных газов в жидкие углеводороды, применяющим процесс Фишера-Тропша. Обычно эти углеводородные газы поступают при проведении реакции получения углеводородного синтез-газа (например, парциальным окислением с помощью окисляющего газа и водяного пара). Этот синтез-газ содержит водород и CO. Обычно он поступает с установки получения синтез-газа из природного газа или попутного газа или угля. Согласно способу по изобретению этот синтез-газ подвергается реакции Фишера-Тропша путем приведения в контакт с катализатором, способствующим этой реакции.
В ходе реакции Фишера-Тропша водород и CO превращаются в углеводородные соединения с различной длиной цепи согласно следующей реакции:
CO+(1+m/2n)H 2 →(1/n)C n H m +H 2 О.
В ходе этой реакции также получается СО2, например, путем следующих параллельных реакций:
CO+H 2 О→CO 2 +H 2
2CO→CO 2 +С.
На выходе из реактора, применяющего процесс Фишера-Тропша, температура продуктов обычно понижается с температуры порядка 130°C до температуры порядка от 90 до 60°C, так что получают, с одной стороны, конденсат, преимущественно содержащий воду и жидкие углеводороды с углеродным числом более 4, и, с другой стороны, остаточный газ, содержащий по меньшей мере водород, монооксид углерода, углеводороды с углеродным числом не более 6, диоксид углерода и, кроме того, обычно азот.
Настоящее изобретение относится к обработке полученного остаточного газа. Согласно способу по изобретению этот остаточный газ подвергается процессу разделения, в результате которого получают по меньшей мере один поток газа, содержащий метан, и для которого уровень извлечения водорода и монооксида углерода составляет по меньшей мере 60%, по меньшей мере один поток газа, для которого уровень извлечения диоксида углерода составляет по меньшей мере 40%, и по меньшей мере один дополнительный поток газа, содержащий преимущественно углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 2. Согласно изобретению уровень извлечения соединения в потоке газа, поступившего после проведения процесса разделения, соответствует объемному или мольному количеству указанного соединения, присутствующего в остаточном газе, которое отделяют от указанного остаточного газа и которое получают в указанном потоке газа, поступившего с процесса разделения, деленному на полное объемное или мольное количество этого соединения, присутствующего в остаточном газе. В случае потока газа, в котором уровень извлечения водорода и монооксида углерода составляет по меньшей мере 60%, условие извлечения 60% применяется одновременно к соединению CO, по отношению к количеству CO, присутствовавшего первоначально в остаточном газе, и к соединению H2, по отношению к количеству H2, присутствовавшего первоначально в остаточном газе. Согласно изобретению под "потоком газа, содержащим преимущественно одно соединение", подразумевается поток газа, в котором концентрация этого соединения превышает 50% по объему. Согласно изобретению процесс разделения, имеющий задачу обработать остаточный газ, является предпочтительно процессом короткоцикловой безнагревной адсорбции или процессом разделения PSA ("Pressure Swing Adsorption"). Этот процесс разделения PSA осуществляется с помощью установки разделения PSA, позволяющей получить по меньшей мере три основных потока газа:
- по меньшей мере первый поток газа, содержащий метан, и для которого уровень извлечения водорода и монооксида углерода составляет по меньшей мере 60%,
- по меньшей мере второй поток газа, для которого уровень извлечения диоксида углерода составляет по меньшей мере 40%, и
- по меньшей мере третий дополнительный поток газа, содержащий преимущественно углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 2. Обычно для первого потока уровень извлечения монооксида углерода менее высокий, чем уровень извлечения водорода (уровень извлечения составляет примерно от 60 до 75% для монооксида углерода и примерно от 75 до 85% для водорода), тогда как уровень извлечения метана остается на уровне примерно от 55 до 65%, а уровень извлечения CO2 остается ниже 1%. Уровень извлечения CO2 во втором потоке выше 40%, предпочтительно выше 50%. Третий поток является дополнительным потоком, следовательно, он может иметь уровень извлечения CO2 не более 60%, предпочтительно не более 50%. Второй поток газа может содержать метан.
Процесс разделения позволяет также получить по меньшей мере один поток газа, содержащий преимущественно водород. Согласно первому варианту способа согласно изобретению одна и та же установка разделения PSA процесса разделения, предназначенная для обработки остаточного газа, позволяет получить по меньшей мере один поток газа, содержащий преимущественно водород. Этот поток может иметь концентрацию водорода выше 98% по объему. Согласно варианту, альтернативному первому варианту способа согласно изобретению, в процессе разделения, производимого для обработки остаточного газа, может применяться вторая установка разделения PSA, предназначенная для получения по меньшей мере одного потока газа, содержащего преимущественно водород. Этот поток может иметь концентрацию водорода выше 98% по объему.
Остаточный газ может также содержать по меньшей мере азот, и в процессе разделения остаточного газа может быть получен по меньшей мере один поток газа, содержащий по меньшей мере азот. Обычно этот поток газа, содержащий азот, соответствует потоку газа, содержащему преимущественно углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 2.
Предпочтительно каждый адсорбер установки разделения PSA содержит по меньшей мере три слоя адсорбента:
- первый слой, содержащий окись алюминия,
- второй слой, содержащий силикагель, и
- третий слой, содержащий по меньшей мере один адсорбент, выбранный либо из цеолитов или углеродсодержащих молекулярных сит со средним размером пор от 3,4 до 5Е, предпочтительно от 3,7 до 4,4Е, либо из титаносиликата со средним размером пор, составляющим от 3,4 до 5Е, и предпочтительно от 3,7 до 4,4Е.
В зависимости от разных циклов давления, процесс разделения PSA позволяет получить последовательно:
- один поток газа под высоким давлением, содержащий метан, и для которого уровень извлечения водорода и монооксида углерода составляет по меньшей мере 60%, затем
- один поток газа, для которого уровень извлечения диоксида углерода составляет по меньшей мере 40%, затем
- один дополнительный поток газа, содержащий преимущественно углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 2.
Окись алюминия позволяет удалить воду, присутствующую в остаточном газе, а также углеводородные соединения с углеродным числом, равным или выше 5. Силикагель позволяет адсорбировать углеводородные соединения и, в частности, углеводородные соединения с углеродным числом по меньшей мере 3. Предпочтительно используемый силикагель имеет концентрацию окиси алюминия (Al2О3) ниже 1% мас. Напротив, окись алюминия и силикагель позволяют пройти H2, CO и CH4, а также CO2 и N2, если они были в остаточном газе. Цеолиты или углеродные молекулярные сита с таким размером пор, как определено ранее, позволяют адсорбировать диоксид углерода и даже частично азот. Выбор в качестве альтернативы титаносиликата и размещение третьего слоя цеолита или углеродных молекулярных сит позволяет также обеспечить задержку CO2. Порядок трех слоев адсорбента предпочтительно следующий, согласно направлению циркуляции остаточного газа в адсорбере: первый слой, затем второй слой, затем третий слой.
Согласно первому варианту изобретения каждый адсорбер установки разделения PSA может также содержать четвертый слой адсорбента согласно направлению циркуляции остаточного газа в адсорбере; этот четвертый слой может быть цеолитом или активированным углем, если третий слой является углеродными молекулярными ситами. Если применяется альтернативный первому варианту способ согласно изобретению, адсорбер второй установки разделения PSA, производящий по меньшей мере один поток, относительно чистого водорода (концентрация водорода выше 98% по объему), содержит слой адсорбента, содержащий по меньшей мере активированный уголь. В таком случае в эту вторую установку адсорбции вводят по меньшей мере часть первого потока, поступившего с первой установки адсорбции.
Каждый адсорбер установки разделения PSA может также содержать четвертый или пятый слой, содержащий по меньшей мере один титаносиликат или один цеолит; это позволяет задержать, по меньшей мере частично, азот. Предпочтительно титаносиликат и цеолит имеют средний размер пор примерно 3,7Е или предпочтительно от 3,5 до 3,9Е; они предпочтительно обмениваются на литий, на натрий, на калий или кальций или являются комбинацией этих элементов. Структура цеолита предпочтительно выбрана из следующих структур: LTA, CHA, AFT, AEI-AIP018, KFI, AWW, SAS, PAU, RHO.
Согласно первому варианту осуществления после обработки остаточного газа поток газа, содержащий метан, и для которого уровень извлечения водорода и монооксида углерода равен по меньшей мере 60%, поступивший после проведения процесса разделения, может быть обработан на криогенной установке, чтобы получить либо согласно первому варианту:
- по меньшей мере один поток, содержащий в основном водород и монооксид углерода, и
- по меньшей мере один поток, содержащий преимущественно метан,
либо согласно второму варианту:
- по меньшей мере один поток, содержащий в основном водород,
- по меньшей мере один поток, содержащий преимущественно монооксид углерода, и
- по меньшей мере один поток, содержащий в основном метан.
Под "потоком, содержащим в основном" одно соединение, понимают поток, содержащий по меньшей мере 85% по объему данного соединения, и предпочтительно по меньшей мере 95%. Таким образом, согласно первому варианту после удаления углекислого газа и охлаждения потока газа, содержащего метан, и для которого уровень извлечения водорода и монооксида углерода равен по меньшей мере 60%, можно применять колонну разделения жидких конденсированных фаз от паровых фаз; причем паровая фаза состоит в основном из водорода и CO, тогда как конденсированная фаза состоит преимущественно из метана. Согласно второму варианту после удаления углекислого газа и охлаждения по меньшей мере до -150°C потока газа, содержащего метан, и для которого уровень извлечения водорода и монооксида углерода равен по меньшей мере 60%, можно применять промывную колонну для метана для адсорбирования CO и получения вверху колонны в паровой фазе, одного потока, содержащего в основном водород, и внизу колонны - конденсированной фазы, содержащей в основном метан и CO, который проводится на перегонную колонну CO/углеводороды для образования вверху колонны одного потока, содержащего преимущественно CO, и внизу колонны одного потока, содержащего в основном метан.
Согласно второму варианту осуществления после обработки остаточного газа поступивший после проведения процесса разделения поток газа, содержащий метан, и для которого уровень извлечения водорода и монооксида углерода равен по меньшей мере 60%, может также быть впоследствии обработан способом PSA для получения:
- по меньшей мере одного потока, содержащего в основном водород, и
- по меньшей мере одного потока, содержащего преимущественно монооксид углерода и метан.
Ценность разных газов, поступивших после проведения процесса разделения остаточного газа, может затем быть повышена в разных местах установки GtL. Так, по меньшей мере часть потока газа, содержащего метан, и для которого уровень извлечения водорода и монооксида углерода составляет по меньшей мере 60%, поступившего после проведения процесса разделения остаточного газа, может применяться как газ-реагент в установке получения синтез-газа, содержащего H2 и CO, если таковая имеется, и/или как газ-реагент в процессе Фишера-Тропша. Также по меньшей мере часть потока газа, содержащего преимущественно углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 2, поступившего после проведения процесса разделения остаточного газа, может использоваться как горючее и/или как газ-реагент в производстве синтез-газа. По меньшей мере часть потока газа, содержащего преимущественно водород, поступивший после проведения процесса разделения остаточного газа, может применяться для процесса гидрокрекинга, такого, который позволяет обрабатывать жидкие углеводороды с углеродным числом выше 4, поступившие после проведения процесса Фишера-Тропша. Наконец, по меньшей мере часть потока газа, для которого уровень извлечения диоксида углерода равен по меньшей мере 40%, поступившего после проведения процесса разделения остаточного газа, может использоваться как газ-реагент в установке получения синтез-газа, содержащего H2 и CO, если таковая имеется, или как газ-реагент в процессе Фишера-Тропша. Этот последний способ оказывается полезным, когда катализатор Фишера-Тропша производит CO2 из CO; в этом случае реакция может быть равновесной и перепроизводство CO2 предотвращается. Удаление метана из определенных потоков позволяет избежать его накопления при рецикле этих потоков, в частности в потоке, который рециркулирует в процессе Фишера-Тропша.
На фигуре 1 показан способ согласно предшествующему уровню техники, реализуемый на производственном участке типа GtL. Исходный газ (1) обрабатывается на установке (A) получения синтез-газа для получения синтез-газа (2), содержащего водород и CO. Этот синтез-газ (2) вводят в установку Фишера-Тропша (B), где он подвергается реакции Фишера-Тропша, а затем конденсации, например, в камере декантации. Продуктами, поступающими с установки Фишера-Тропша, являются:
- конденсат (3), вышедший с конденсации, который содержит, главным образом, воду. Этот конденсат удаляется с производственного участка GtL;
- жидкие углеводородные соединения (4) с углеродным числом выше 4. Эти соединения обычно подвергаются обработке (C), позволяющей разорвать их длинные цепи и получить длину цепи по меньшей мере в 6 атомов углерода, например, с помощью водорода. Углеводородные соединения (8) с меньшим числом атомов углерода используются как горючее в установке (D) производства электроэнергии;
- остаточный газ (5), содержащий смесь H2, CO, CO2 и легких углеводородов с углеродным числом не более 6, который может быть либо частично (6) снова введен в реактор Фишера-Тропша, либо частично (7) использоваться как горючее в установке (D) производства электричества или для получения пара.
Фигура 2 повторяет способ, применяющийся на фигуре 1, с тем отличием, что остаточный газ (5) обрабатывается на установке (E) удаления CO2. Извлеченный CO2 (9) нагнетается в установку (A) получения синтез-газа.
Фигура 3 иллюстрирует способ согласно изобретению. В отличие от способов предшествующего уровня техники, описываемых фигурами 1 и 2, остаточный газ (5), содержащий смесь H2, CO, CO2 и легких углеводородов с углеродным числом не более 6, обрабатывается по меньшей мере частично (10) в процессе разделения (F), приводящем к получению:
- газа (11), содержащего преимущественно углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 2, который может частично (11a) быть повторно введен в производство (А) синтез-газа, либо частично (11b) использован как горючее в установке (D) производства электричества,
- газа (12), содержащего преимущественно водород. Этот газ (12) может быть использован в ходе обработки (C) для разрыва цепей жидких углеводородных соединений (4), поступивших после проведения процесса Фишера-Тропша,
- газа (13), содержащего водород и монооксид углерода, с долей извлечения по меньшей мере 60% метана, который повторно вводится в реактор (B) Фишера-Тропша, и
- газа (14), содержащего CO2, с уровнем извлечения диоксида углерода по меньшей мере 40%, который вводится в установку (A) получения синтез-газа.

Claims (18)

1. Способ конверсии углеводородных газов в жидкие углеводороды, в котором применяется процесс Фишера-Тропша, причем в указанном способе получают жидкие углеводороды и остаточный газ, содержащий по меньшей мере водород, монооксид углерода, диоксид углерода и углеводороды с углеродным числом не более 6, отличающийся тем, что остаточный газ подвергают процессу разделения PSA (Pressure Swing Adsorption), используя установку разделения PSA, и дополнительно производят по меньшей мере один газовый поток, содержащий преимущественно водород, в результате которого получают:
по меньшей мере один поток газа, содержащий метан, и для которого уровень извлечения водорода и монооксида углерода равен по меньшей мере 60%,
по меньшей мере один поток газа, для которого уровень извлечения диоксида углерода равен по меньшей мере 40%, и
по меньшей мере один дополнительный поток газа, содержащий преимущественно углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 2.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в процессе разделения остаточного газа применяют вторую установку разделения PSA, производящую по меньшей мере один поток газа, содержащий преимущественно водород.
3. Способ по одному из пп.1 и 2, отличающийся тем, что остаточный газ содержит по меньшей мере азот, причем в процессе разделения остаточного газа получают по меньшей мере один поток газа, содержащий азот.
4. Способ по п.2, отличающийся тем, что каждый адсорбер установки разделения PSA состоит по меньшей мере из трех слоев адсорбентов, причем
первый слой состоит из окиси алюминия,
второй слой состоит из силикагеля и
третий слой состоит по меньшей мере из одного адсорбента, выбранного или из цеолитов, или углеродсодержащих молекулярных сит со средним размером пор от 3,4 до 5Å, предпочтительно от 3,7 до 4,4Å, или титано-силиката со средним размером пор от 3,4 до 5Å, предпочтительно от 3,7 до 4,4Å.
5. Способ по п.4, отличающийся тем, что порядок трех слоев адсорбентов следующий, согласно направлению циркуляции остаточного газа в адсорбере: первый слой, затем второй слой, затем третий слой.
6. Способ по п.4, отличающийся тем, что каждый адсорбер установки разделения PSA содержит четвертый слой адсорбента согласно направлению циркуляции остаточного газа в адсорбере, выбранный из цеолита или активированного угля, если третий слой является углеродсодержащими молекулярными ситами.
7. Способ по п.2, отличающийся тем, что адсорбер второй установки разделения PSA, производящий по меньшей мере один поток газа, являющегося относительно чистым водородом, состоит из одного слоя адсорбента, содержащего по меньшей мере активированный уголь.
8. Способ по п.4, отличающийся тем, что каждый адсорбер содержит четвертый слой, содержащий по меньшей мере один титано-силикат или один цеолит.
9. Способ по п.6, отличающийся тем, что каждый адсорбер содержит пятый слой, содержащий по меньшей мере один титано-силикат или один цеолит.
10. Способ по п.1, отличающийся тем, что после обработки остаточного газа поступивший после проведения процесса разделения поток газа, содержащий метан, и для которого уровень извлечения водорода и монооксида углерода составляет по меньшей мере 60%, обрабатывают на криогенной установке, для получения:
по меньшей мере одного потока, содержащего в основном водород и монооксид углерода, и
по меньшей мере одного потока, содержащего преимущественно метан.
11. Способ по п.1, отличающийся тем, что после обработки остаточного газа поступивший после проведения процесса разделения поток газа, содержащий метан, и для которого уровень извлечения водорода и монооксида углерода равен по меньшей мере 60%, обрабатывают на криогенной установке для получения:
по меньшей мере одного потока, содержащего в основном водород,
по меньшей мере одного потока, содержащего в основном монооксид углерода, и
по меньшей мере одного потока, содержащего в основном метан.
12. Способ по п.1, отличающийся тем, что после обработки остаточного газа поступивший после проведения процесса разделения поток газа, содержащий метан, и для которого уровень извлечения водорода и монооксида углерода равен по меньшей мере 60%, обрабатывают согласно способу PSA для получения:
по меньшей мере одного потока, содержащего в основном водород, и
по меньшей мере одного потока, содержащего преимущественно монооксид углерода и метан.
13. Способ по п.1, отличающийся тем, что по меньшей мере часть поступившего после проведения процесса разделения остаточного газа потока газа, содержащего метан, и для которого уровень извлечения водорода и монооксида углерода составляет по меньшей мере 60%, используют как газ-реагент в процессе синтеза газа, содержащего Н2 и СО.
14. Способ по п.1, отличающийся тем, что по меньшей мере часть поступившего после проведения процесса разделения остаточного газа потока газа, содержащего метан, и для которого уровень извлечения водорода и монооксида углерода равен по меньшей мере 60%, применяют в качестве газа-реагента в процессе Фишера-Тропша.
15. Способ по п.1, отличающийся тем, что по меньшей мере часть содержащего преимущественно углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 2 потока газа, поступившего после проведения процесса разделения остаточного газа, применяют в качестве горючего.
16. Способ по п.1, отличающийся тем, что по меньшей мере часть содержащего преимущественно углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 2 потока газа, поступившего после проведения процесса разделения остаточного газа, применяют в качестве газа-реагента в производстве синтез-газа.
17. Способ по п.1, отличающийся тем, что по меньшей мере часть содержащего преимущественно водород потока газа, поступившего после проведения процесса разделения остаточного газа, применяют в процессах гидрокрекинга.
18. Способ по п.1, отличающийся тем, что по меньшей мере часть содержащего преимущественно диоксид углерода потока газа, поступившего после проведения процесса разделения остаточного газа, применяют в качестве газа-реагента в процессе синтеза газа, содержащего H2 и СО.
RU2005135435/04A 2003-04-15 2004-04-02 Способ получения жидких углеводородов с применением процесса фишера-тропша RU2334780C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR0304698A FR2853904B1 (fr) 2003-04-15 2003-04-15 Procede de production de liquides hydrocarbones mettant en oeuvre un procede fischer-tropsch
FR0304698 2003-04-15

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2005135435A RU2005135435A (ru) 2006-06-10
RU2334780C2 true RU2334780C2 (ru) 2008-09-27

Family

ID=33041880

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2005135435/04A RU2334780C2 (ru) 2003-04-15 2004-04-02 Способ получения жидких углеводородов с применением процесса фишера-тропша

Country Status (7)

Country Link
US (1) US20060116430A1 (ru)
CN (1) CN1774493A (ru)
AU (1) AU2004230996B2 (ru)
CA (1) CA2521078A1 (ru)
FR (1) FR2853904B1 (ru)
RU (1) RU2334780C2 (ru)
WO (1) WO2004092306A1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2503706C2 (ru) * 2008-05-28 2014-01-10 Тиссенкрупп Уде Гмбх Способ осуществления синтеза фишера-тропша
RU2594723C2 (ru) * 2012-06-26 2016-08-20 Ухань Кайди Инджиниринг Текнолоджи Рисерч Инститьют Ко., Лтд. Способ синтеза фишера-тропша и способ применения отработанных газов

Families Citing this family (40)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6688387B1 (en) 2000-04-24 2004-02-10 Shell Oil Company In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce a hydrocarbon condensate
US20060106119A1 (en) * 2004-01-12 2006-05-18 Chang-Jie Guo Novel integration for CO and H2 recovery in gas to liquid processes
US8027571B2 (en) 2005-04-22 2011-09-27 Shell Oil Company In situ conversion process systems utilizing wellbores in at least two regions of a formation
FR2889199A1 (fr) * 2005-07-28 2007-02-02 Air Liquide Traitement de gaz residuaire d'un procede fischer-tropsch
FR2890655B1 (fr) * 2005-09-14 2007-12-28 Air Liquide Procede de conversion de gaz hydrocarbones en liquides optimisant la consommation en hydrogene
FR2891277B1 (fr) * 2005-09-28 2008-01-11 Air Liquide Procede de conversion de gaz hydrocarbones en liquides mettant en oeuvre un gaz de synthese a flaible ratio h2/co
WO2007050469A1 (en) * 2005-10-24 2007-05-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Temperature limited heater with a conduit substantially electrically isolated from the formation
FR2897279A1 (fr) * 2006-02-13 2007-08-17 Air Liquide Production d'un melange gazeux de concentration constante par absorption modulee en pression
EP2010754A4 (en) 2006-04-21 2016-02-24 Shell Int Research ADJUSTING ALLOY COMPOSITIONS FOR SELECTED CHARACTERISTICS IN TEMPERATURE-LIMITED HEATERS
US7866386B2 (en) * 2007-10-19 2011-01-11 Shell Oil Company In situ oxidation of subsurface formations
US20090260824A1 (en) 2008-04-18 2009-10-22 David Booth Burns Hydrocarbon production from mines and tunnels used in treating subsurface hydrocarbon containing formations
JO3239B1 (ar) 2008-09-22 2018-03-08 Novartis Ag تركيبات جالينية من مركبات عضوية
US8261832B2 (en) 2008-10-13 2012-09-11 Shell Oil Company Heating subsurface formations with fluids
US8851170B2 (en) 2009-04-10 2014-10-07 Shell Oil Company Heater assisted fluid treatment of a subsurface formation
ES2346627B1 (es) * 2009-04-17 2011-08-08 Universidad Politecnica De Valencia Uso de un material cristalino microporoso de naturaleza zeolitica conestructura rho en tratamiento de gas natural.
US8875788B2 (en) 2010-04-09 2014-11-04 Shell Oil Company Low temperature inductive heating of subsurface formations
US8701769B2 (en) 2010-04-09 2014-04-22 Shell Oil Company Methods for treating hydrocarbon formations based on geology
US9033042B2 (en) 2010-04-09 2015-05-19 Shell Oil Company Forming bitumen barriers in subsurface hydrocarbon formations
US8631866B2 (en) 2010-04-09 2014-01-21 Shell Oil Company Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations
CN101979468A (zh) * 2010-11-11 2011-02-23 中国科学院山西煤炭化学研究所 一种低碳排放的费托合成反应工艺
MY167568A (en) * 2011-10-25 2018-09-20 Shell Int Research Method for processing fischer-tropsch off-gas
EP2771094B1 (en) * 2011-10-25 2016-01-13 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method for processing fischer-tropsch off-gas
DK2727979T3 (da) 2012-11-02 2015-04-07 Helmholtz Zentrum Geesthacht Zentrum Für Material Und Küstenforschung Gmbh Fischer-tropsch-fremgangsmåde til fremstilling af carbonhydrider på grundlag af biogas
GB2527372A (en) * 2014-06-21 2015-12-23 Inventure Fuels Ltd Synthesising hydrocarbons
EP3218326B1 (en) 2014-11-11 2020-03-04 ExxonMobil Upstream Research Company High capacity structures and monoliths via paste imprinting
US10744449B2 (en) * 2015-11-16 2020-08-18 Exxonmobil Upstream Research Company Adsorbent materials and methods of adsorbing carbon dioxide
CA3017612C (en) 2016-03-18 2021-06-22 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto
BR112018074420A2 (pt) 2016-05-31 2019-03-06 Exxonmobil Upstream Research Company aparelho e sistema para processos de adsorção por variação
CN109219476A (zh) 2016-05-31 2019-01-15 埃克森美孚上游研究公司 用于变吸附方法的装置和系统
US10434458B2 (en) 2016-08-31 2019-10-08 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto
EP3506992B1 (en) 2016-09-01 2024-04-17 ExxonMobil Technology and Engineering Company Swing adsorption processes for removing water using 3a zeolite structures
JP7021227B2 (ja) 2016-12-21 2022-02-16 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 活性材料を有する自己支持構造
KR102260066B1 (ko) 2016-12-21 2021-06-04 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 발포형 기하구조 및 활물질을 갖는 자체-지지 구조물
WO2019147516A1 (en) 2018-01-24 2019-08-01 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for temperature swing adsorption
WO2019168628A1 (en) 2018-02-28 2019-09-06 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes
CN109046230A (zh) * 2018-08-28 2018-12-21 陈彦霖 一种鸟巢型费托合成蜡深度脱杂吸附剂的制备方法
WO2020131496A1 (en) 2018-12-21 2020-06-25 Exxonmobil Upstream Research Company Flow modulation systems, apparatus, and methods for cyclical swing adsorption
US11376545B2 (en) 2019-04-30 2022-07-05 Exxonmobil Upstream Research Company Rapid cycle adsorbent bed
US11655910B2 (en) 2019-10-07 2023-05-23 ExxonMobil Technology and Engineering Company Adsorption processes and systems utilizing step lift control of hydraulically actuated poppet valves
US11433346B2 (en) 2019-10-16 2022-09-06 Exxonmobil Upstream Research Company Dehydration processes utilizing cationic zeolite RHO

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE2840357A1 (de) * 1978-09-16 1980-04-03 Linde Ag Adiabatisches adsorptionsverfahren zur gasreinigung oder-trennung
US5621155A (en) * 1986-05-08 1997-04-15 Rentech, Inc. Process for the production of hydrocarbons
GB8726804D0 (en) * 1987-11-16 1987-12-23 Boc Group Plc Separation of gas mixtures including hydrogen
EP0411506A2 (en) * 1989-08-02 1991-02-06 Air Products And Chemicals, Inc. Production of hydrogen, carbon monoxide and mixtures thereof
US6235677B1 (en) * 1998-08-20 2001-05-22 Conoco Inc. Fischer-Tropsch processes using xerogel and aerogel catalysts by destabilizing aqueous colloids
US6306917B1 (en) * 1998-12-16 2001-10-23 Rentech, Inc. Processes for the production of hydrocarbons, power and carbon dioxide from carbon-containing materials
GB0027575D0 (en) * 2000-11-10 2000-12-27 Sasol Tech Pty Ltd Production of liquid hydrocarbon roducts
US6497750B2 (en) * 2001-02-26 2002-12-24 Engelhard Corporation Pressure swing adsorption process
US6656978B2 (en) * 2001-04-05 2003-12-02 Chiyoda Corporation Process of producing liquid hydrocarbon oil or dimethyl ether from lower hydrocarbon gas containing carbon dioxide

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2503706C2 (ru) * 2008-05-28 2014-01-10 Тиссенкрупп Уде Гмбх Способ осуществления синтеза фишера-тропша
RU2594723C2 (ru) * 2012-06-26 2016-08-20 Ухань Кайди Инджиниринг Текнолоджи Рисерч Инститьют Ко., Лтд. Способ синтеза фишера-тропша и способ применения отработанных газов

Also Published As

Publication number Publication date
US20060116430A1 (en) 2006-06-01
CA2521078A1 (fr) 2004-10-28
WO2004092306A1 (fr) 2004-10-28
FR2853904A1 (fr) 2004-10-22
FR2853904B1 (fr) 2007-11-16
AU2004230996A1 (en) 2004-10-28
AU2004230996B2 (en) 2009-03-26
CN1774493A (zh) 2006-05-17
RU2005135435A (ru) 2006-06-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2334780C2 (ru) Способ получения жидких углеводородов с применением процесса фишера-тропша
US11708313B2 (en) System and process for recovering methane and carbon dioxide from biogas and reducing greenhouse gas emissions
US8268044B2 (en) Separation of a sour syngas stream
CA2647909C (en) Carbon dioxide and hydrogen production method from synthesis gas
US20080300326A1 (en) Processing Residue Gas of a Fischer-Tropsch Process
AU630568B2 (en) Carbon dioxide production from combustion exhaust gases with nitrogen and argon by-product recovery
US20050139072A1 (en) Process to remove nitrogen and/or carbon dioxide from methane-containing streams
WO2017006724A1 (ja) 原料ガスの精製装置、及び精製方法
CA2623488A1 (en) Process for the purification of natural gas from a landfill
US20080249196A1 (en) Method for Converting Hydrocarbon-Containing Gases Into Liquids Using a Syngas with Low H2/Co Ratio
EP1483036A1 (en) Heavy hydrocarbon recovery from pressure swing adsorption unit tail gas
CN100339301C (zh) 用于分离氢气和一氧化碳的混合物的方法和装置
EP1040176A1 (en) Process for recovering olefins
WO2012130258A1 (en) Method for the purification of raw gas
JPH04200713A (ja) 高純度一酸化炭素製造方法
US20220298443A1 (en) Plant and process for obtaining biomethane in accordance with the specificities of a transport network
RU2696154C1 (ru) Новое технологическое оборудование и способ получения природного газа и водорода
RU2573868C1 (ru) Способ подготовки попутного нефтяного газа
KR20230164703A (ko) 3-생성물 압력 변동 흡착 시스템
KR20200097734A (ko) 바이오메탄 스트림 내에 포함된 산소의 농도를 제한하기 위한 방법