RU2664802C2 - Способы и системы переработки природного газа - Google Patents
Способы и системы переработки природного газа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2664802C2 RU2664802C2 RU2015104028A RU2015104028A RU2664802C2 RU 2664802 C2 RU2664802 C2 RU 2664802C2 RU 2015104028 A RU2015104028 A RU 2015104028A RU 2015104028 A RU2015104028 A RU 2015104028A RU 2664802 C2 RU2664802 C2 RU 2664802C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- okm
- reactor
- stream
- methane
- compounds
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 631
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 88
- 238000003672 processing method Methods 0.000 title description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 334
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 258
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 244
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 209
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 170
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 133
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 118
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 109
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims abstract description 35
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims abstract description 32
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims abstract description 32
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims abstract description 20
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 177
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 134
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 87
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 84
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 claims description 84
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims description 76
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims description 64
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims description 60
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 45
- 238000007670 refining Methods 0.000 claims description 43
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 41
- 238000006384 oligomerization reaction Methods 0.000 claims description 26
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 22
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 19
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 18
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims description 18
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 15
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 14
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 claims description 13
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 12
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 12
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 11
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims description 8
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000002121 nanofiber Substances 0.000 claims description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000005691 oxidative coupling reaction Methods 0.000 abstract 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 195
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 73
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 58
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 55
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 52
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 51
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 42
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 35
- -1 olefins Chemical class 0.000 description 26
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 22
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 21
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical class CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- 239000000463 material Substances 0.000 description 19
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 19
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 18
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 18
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical class CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 235000013844 butane Nutrition 0.000 description 17
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 16
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 14
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 14
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 13
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 13
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 13
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 12
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 12
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 12
- 238000005839 oxidative dehydrogenation reaction Methods 0.000 description 11
- 238000004230 steam cracking Methods 0.000 description 11
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 10
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 10
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 10
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 9
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 8
- NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N isobutane Chemical compound CC(C)C NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000029936 alkylation Effects 0.000 description 7
- 238000005804 alkylation reaction Methods 0.000 description 7
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 description 7
- 238000013461 design Methods 0.000 description 7
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 7
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- HSFWRNGVRCDJHI-UHFFFAOYSA-N Acetylene Chemical compound C#C HSFWRNGVRCDJHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 6
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 6
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 6
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 6
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 5
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 5
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 5
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 5
- 125000005677 ethinylene group Chemical group [*:2]C#C[*:1] 0.000 description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 5
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 5
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 5
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 5
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 5
- VXNZUUAINFGPBY-UHFFFAOYSA-N 1-Butene Chemical compound CCC=C VXNZUUAINFGPBY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N Silver Chemical compound [Ag] BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- IAQRGUVFOMOMEM-UHFFFAOYSA-N butene Natural products CC=CC IAQRGUVFOMOMEM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000002274 desiccant Substances 0.000 description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 4
- 230000006870 function Effects 0.000 description 4
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 4
- 239000001282 iso-butane Substances 0.000 description 4
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 4
- 238000010791 quenching Methods 0.000 description 4
- 229910052709 silver Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000004332 silver Substances 0.000 description 4
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 4
- 229930195735 unsaturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 3
- 239000013067 intermediate product Substances 0.000 description 3
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 230000000171 quenching effect Effects 0.000 description 3
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 3
- 229940089401 xylon Drugs 0.000 description 3
- 229910020599 Co 3 O 4 Inorganic materials 0.000 description 2
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000006482 condensation reaction Methods 0.000 description 2
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 2
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 2
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000006471 dimerization reaction Methods 0.000 description 2
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HQQADJVZYDDRJT-UHFFFAOYSA-N ethene;prop-1-ene Chemical group C=C.CC=C HQQADJVZYDDRJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052737 gold Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010931 gold Substances 0.000 description 2
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 2
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 235000013980 iron oxide Nutrition 0.000 description 2
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 2
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical class CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 2
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical compound [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 2
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 2
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 2
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 2
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 2
- 229910002696 Ag-Au Inorganic materials 0.000 description 1
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052684 Cerium Inorganic materials 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 229910021193 La 2 O 3 Inorganic materials 0.000 description 1
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910018967 Pt—Rh Inorganic materials 0.000 description 1
- 206010037660 Pyrexia Diseases 0.000 description 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000003377 acid catalyst Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- 150000001345 alkine derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000005275 alloying Methods 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- PJSDPKGKXZOTCP-UHFFFAOYSA-N butane pentane Chemical compound CCCC.CCCCC.CCCCC PJSDPKGKXZOTCP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- ZMIGMASIKSOYAM-UHFFFAOYSA-N cerium Chemical compound [Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce] ZMIGMASIKSOYAM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000013351 cheese Nutrition 0.000 description 1
- 238000012993 chemical processing Methods 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 1
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 230000001351 cycling effect Effects 0.000 description 1
- 150000001924 cycloalkanes Chemical class 0.000 description 1
- 125000000753 cycloalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 1
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 238000004134 energy conservation Methods 0.000 description 1
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000008246 gaseous mixture Substances 0.000 description 1
- PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N gold Chemical compound [Au] PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 description 1
- 239000010763 heavy fuel oil Substances 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002638 heterogeneous catalyst Substances 0.000 description 1
- 239000002815 homogeneous catalyst Substances 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 229910052738 indium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006317 isomerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 1
- 229910052746 lanthanum Inorganic materials 0.000 description 1
- FZLIPJUXYLNCLC-UHFFFAOYSA-N lanthanum atom Chemical compound [La] FZLIPJUXYLNCLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002605 large molecules Chemical class 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 239000011572 manganese Substances 0.000 description 1
- WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L manganese(2+);methyl n-[[2-(methoxycarbonylcarbamothioylamino)phenyl]carbamothioyl]carbamate;n-[2-(sulfidocarbothioylamino)ethyl]carbamodithioate Chemical compound [Mn+2].[S-]C(=S)NCCNC([S-])=S.COC(=O)NC(=S)NC1=CC=CC=C1NC(=S)NC(=O)OC WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 150000001455 metallic ions Chemical class 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000012229 microporous material Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 1
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 1
- 239000003498 natural gas condensate Substances 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000005504 petroleum refining Methods 0.000 description 1
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011112 process operation Methods 0.000 description 1
- MWWATHDPGQKSAR-UHFFFAOYSA-N propyne Chemical compound CC#C MWWATHDPGQKSAR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LVTJOONKWUXEFR-FZRMHRINSA-N protoneodioscin Natural products O(C[C@@H](CC[C@]1(O)[C@H](C)[C@@H]2[C@]3(C)[C@H]([C@H]4[C@@H]([C@]5(C)C(=CC4)C[C@@H](O[C@@H]4[C@H](O[C@H]6[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](C)O6)[C@@H](O)[C@H](O[C@H]6[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](C)O6)[C@H](CO)O4)CC5)CC3)C[C@@H]2O1)C)[C@H]1[C@H](O)[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O1 LVTJOONKWUXEFR-FZRMHRINSA-N 0.000 description 1
- 239000012264 purified product Substances 0.000 description 1
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 229910052703 rhodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010948 rhodium Substances 0.000 description 1
- MHOVAHRLVXNVSD-UHFFFAOYSA-N rhodium atom Chemical compound [Rh] MHOVAHRLVXNVSD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000000741 silica gel Substances 0.000 description 1
- 229910002027 silica gel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005245 sintering Methods 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000001502 supplementing effect Effects 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- BGHCVCJVXZWKCC-UHFFFAOYSA-N tetradecane Chemical class CCCCCCCCCCCCCC BGHCVCJVXZWKCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 1
- GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N vanadium Chemical compound [V]#[V] GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 description 1
- 150000003738 xylenes Chemical class 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C2/00—Preparation of hydrocarbons from hydrocarbons containing a smaller number of carbon atoms
- C07C2/76—Preparation of hydrocarbons from hydrocarbons containing a smaller number of carbon atoms by condensation of hydrocarbons with partial elimination of hydrogen
- C07C2/82—Preparation of hydrocarbons from hydrocarbons containing a smaller number of carbon atoms by condensation of hydrocarbons with partial elimination of hydrogen oxidative coupling
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J7/00—Apparatus for generating gases
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C2/00—Preparation of hydrocarbons from hydrocarbons containing a smaller number of carbon atoms
- C07C2/76—Preparation of hydrocarbons from hydrocarbons containing a smaller number of carbon atoms by condensation of hydrocarbons with partial elimination of hydrogen
- C07C2/82—Preparation of hydrocarbons from hydrocarbons containing a smaller number of carbon atoms by condensation of hydrocarbons with partial elimination of hydrogen oxidative coupling
- C07C2/84—Preparation of hydrocarbons from hydrocarbons containing a smaller number of carbon atoms by condensation of hydrocarbons with partial elimination of hydrogen oxidative coupling catalytic
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J8/00—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes
- B01J8/02—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with stationary particles, e.g. in fixed beds
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J8/00—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes
- B01J8/02—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with stationary particles, e.g. in fixed beds
- B01J8/04—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with stationary particles, e.g. in fixed beds the fluid passing successively through two or more beds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C2/00—Preparation of hydrocarbons from hydrocarbons containing a smaller number of carbon atoms
- C07C2/02—Preparation of hydrocarbons from hydrocarbons containing a smaller number of carbon atoms by addition between unsaturated hydrocarbons
- C07C2/04—Preparation of hydrocarbons from hydrocarbons containing a smaller number of carbon atoms by addition between unsaturated hydrocarbons by oligomerisation of well-defined unsaturated hydrocarbons without ring formation
- C07C2/06—Preparation of hydrocarbons from hydrocarbons containing a smaller number of carbon atoms by addition between unsaturated hydrocarbons by oligomerisation of well-defined unsaturated hydrocarbons without ring formation of alkenes, i.e. acyclic hydrocarbons having only one carbon-to-carbon double bond
-
- 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
- C10G50/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from lower carbon number hydrocarbons, e.g. by oligomerisation
-
- 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
- C10G57/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one cracking process or refining process and at least one other conversion process
-
- 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
- C10G57/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one cracking process or refining process and at least one other conversion process
- C10G57/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one cracking process or refining process and at least one other conversion process with polymerisation
-
- 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
- C10G9/00—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
-
- 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
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
- Y02P20/50—Improvements relating to the production of bulk chemicals
- Y02P20/52—Improvements relating to the production of bulk chemicals using catalysts, e.g. selective catalysts
-
- 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
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P30/00—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry
- Y02P30/40—Ethylene production
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Separation Of Gases By Adsorption (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способу окислительной конденсации метана для получения углеводородных соединений, содержащих по меньшей мере два атома углерода (соединения C2+). Способ включает: (a) направление потока сырья, содержащего метан, из углеводородного процесса в реактор окислительной конденсации метана (ОКМ), при температуре на впуске в диапазоне от 400°C до 600°C, причем реактор ОКМ функционирует в по существу адиабатических условиях и выполнен с возможностью осуществления одной или более реакций ОКМ для получения из указанного метана, содержащего соединения C2+, выходного потока из реактора, и указанный углеводородный процесс представляет собой процесс не-ОКМ, где в ходе одной или более реакций ОКМ в реакторе ОКМ имеет место положительный температурный профиль вдоль реактора ОКМ, причем данный положительный температурный профиль включает первую температуру потока сырья на впуске в реактор и вторую температуру выходного потока из реактора, где вторая температура является более высокой, чем первая температура; (b) выполнение указанных одной или более реакций ОКМ в реакторе ОКМ с использованием указанного метана для получения выходного потока из реактора, содержащего одно или более соединений C2+; (c) разделение выходного потока из реактора на по меньшей мере первый поток и второй поток, причем первый поток имеет более низкое содержание C2+, чем указанный второй поток, и указанный второй поток имеет более высокое содержание C2+, чем указанный поток продуктов ОКМ; и (d) направление указанного второго потока в указанный углеводородный процесс. Предложенное изобретение может быть интегрировано в различные процессы. Также изобретение относится к вариантам системы переработки природного газа. 3 н. и 43 з.п. ф-лы, 20 ил.
Description
ПЕРЕКРЕСТНЫЕ ССЫЛКИ
[001] Данная заявка заявляет приоритет предварительной заявки U.S. №61/773669, поданной 6 марта 2013 г., и предварительной заявки U.S. №61/669523, поданной 9 июля 2012 г., каждая из которых включена в настоящий документ посредством ссылки в полном объеме.
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
[002] В мире существует разнообразная инфраструктура петрохимической переработки. Эта инфраструктура развернута практически на каждом континенте, включает в себя широкое разнообразие индустрии и использует широкий спектр разнообразных реализаций похожих или весьма отличающихся технологий.
[003] В качестве основной части инфраструктуры газовая промышленность включает множество составляющих, складывавшихся из разведывательной, добывающей, перерабатывающей и преобразующей технологий по преобразованию природного газа в конечный используемый продукт. В одних только Соединенных Штатах газовая промышленность использует от сотен до тысяч перерабатывающих и фракционирующих мощностей. Эти мощности обычно включают все необходимое оборудование для переработки и разделения природного газа в его составляющие и ценные компоненты, а также необходимую инфраструктуру по транспортировке газа, и инфраструктуру хранения и распределения для широкого спектра разнообразных продуктов, включающих жидкие продукты.
[004] Дальнейшая переработка, преобразование и (или) коммерциализация данных продуктов может требовать дополнительной инфраструктуры. К примеру, преобразование этана из газа в более ценные соединения, например, олефины, предполагает наличие значительного количества оборудования для парового крекинга и сопутствующей инфраструктуры. Аналогично, в других областях, производство олефина основывается на преобразовании побочных продуктов нефтепереработки или нефти через альтернативные операции крекинга для получения этилена и других олефинов.
[005] Очевидно, что стоимость каждого типа оборудования, описанным выше, может начинаться от десятков миллионов до сотен миллионов долларов каждый. Кроме того, имеются вводы и выводы этого оборудования, в плане энергии и материалов, имеющих дополнительную стоимость, финансовую и прочую, что может быть оптимизирована в дальнейшем в плане стоимости и эффективности. Далее, поскольку разное оборудование стараются оптимизировать под особенности (например, по продуктам, условиям переработки) рынка, на котором оно представлено, оно может быть негибко в своей работе, в некоторых вариантах без гибкости или возможности для оптимизации на своем заданном рынке, к примеру, конкретно нефтяного или газового.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[006] Настоящее изобретение описывает системы и способы для реакции метана в окислительной конденсации перерабатываемого метана («ОКМ») с выходными продуктами, содержащими углеводородные соединения с двумя или более атомами углерода (обозначаемыми здесь также С2+), и разделения продуктов на потоки для использования в разных последующих процессах. Система и способы ОКМ по изобретению могут быть интегрированы в разные углеводородные процессы. Настоящее изобретение описывает интегрированное оборудование для переработки для получения высших углеводородов из природного газа и другого углеводородного сырья.
[007] В некоторых примерах оборудование или системы переработки включает интегрированное реакторную систему ОКМ, обеспечивающую разнообразные составляющие продуктов ОКМ, или других выходов, как и вводы в разные системы в перерабатывающем оборудовании, включающем, к примеру, нефтеперерабатывающие заводы, системы экстракции, системы фракционирования и тому подобные. Альтернативно или дополнительно, устраивают интегрированные системы ОКМ реакторов, загружаемые разнообразными выходными потоками или выходами разных единиц или систем в этих перерабатывающих мощностях.
[008] Существующая инфраструктура переработки может быть выгодно применена для новых способов и систем переработки без значительных капитальных вложений в модернизацию этой инфраструктуры, в некоторых вариантах пользуясь разными подводами и продуктами этих мощностей для получения большей стоимости с помощью той же или похожей инфраструктуры, сырья и (или) рабочих процессов.
[009] В варианте реализации изобретения способ для окислительной конденсации метана для получения углеводородных соединений, содержащих по меньшей мере два атома углерода (соединения С2+), включает (а) направление потока сырья, содержащего метан, из углеводородного процесса в реактор окислительной конденсации метана (ОКМ), где реактор ОКМ выполнен с возможностью получения из метана соединений С2+, и где углеводородный процесс представляет собой процесс не-ОКМ; выполнение одной или более реакций ОКМ в реакторе ОКМ с использованием метана для получения продукта, содержащего одно или более соединений С2+; и разделение потока продуктов на по меньшей мере первый поток и второй поток, где первый поток имеет более низкое содержание С2+, чем второй поток, и где второй поток имеет более высокое содержание С2+, чем итоговый поток.
[0010] В некоторых вариантах реализации изобретения углеводородный процесс представляет собой процесс нефтепереработки, процесс переработки газоконденсатов или крекинг. В некоторых вариантах реализации изобретения по меньшей мере часть первого потока направляют в реактор ОКМ.
[0011] В некоторых вариантах содержание соединений С2+ во втором потоке менее чем около 90%. В некоторых вариантах реализации изобретения содержание соединений С2+ во втором потоке менее чем около 80%. В некоторых вариантах содержание соединений С2+ во втором потоке менее чем около 70%. В некоторых вариантах реализации изобретения содержание соединений С2+ во втором потоке менее чем около 60%. В некоторых вариантах первый поток имеет содержание соединений С2+ менее чем около 50%.
[0012] В некоторых вариантах поток нефтепродукта разделяется в не более чем трех блоках сепарации. В некоторых вариантах реализации изобретения поток нефтепродукта разделяется в не более чем двух разделительных блоках.
[0013] В некоторых вариантах сепарация происходит при помощи адсорбции при переменном давлении. В качестве альтернативы или в дополнение сепарация происходит при помощи криогенной сепарации. В качестве альтернативы или в дополнение сепарация происходит при помощи адсорбции при переменной температуре.
[0014] В другом варианте реализации изобретения способ для окислительной конденсации метана для получения углеводородных соединений, содержащих по меньшей мере два атома углерода (соединения С2+), включает (а) направление потока сырья, содержащего метан, в реактор окислительной конденсации метана (ОКМ), где реактор ОКМ выполнен с возможностью получения из метана соединений С2+; (b) выполнение одной или более реакций ОКМ в реакторе ОКМ с использованием метана для получения продукта, содержащего одно или более соединений С2+; (с) разделение потока продуктов на по меньшей мере первый поток и второй поток, где первый поток имеет более низкое содержание С2+, чем второй поток, и где второй поток имеет более высокое содержание С2+, чем итоговый поток; и (d) направление второго потока в углеводородный процесс, где углеводородный процесс представляет собой не процесс ОКМ.
[0015] В некоторых вариантах реализации изобретения углеводородный процесс представляет собой процесс нефтепереработки, процесс переработки газоконденсатов или крекинг. В некоторых вариантах реализации изобретения поток нефтепродукта разделяется в не более чем трех разделительных блоках.
[0016] В некоторых вариантах содержание соединений С2+ во втором потоке находится в пределах около 20% от содержания соединений С2+ в части углеводородного процесса, в который направляют второй поток. В некоторых вариантах реализации изобретения содержание соединений С2+ во втором потоке находится в пределах около 5% содержания соединений С2+ в части углеводородного процесса, в который направляют второй поток.
[0017] В некоторых вариантах сепарация происходит при помощи адсорбции при переменном давлении. В некоторых вариантах реализации изобретения сепарация происходит при помощи криогенной сепарации. В некоторых вариантах реализации изобретения поток сырья направляют в реактор ОКМ при помощи нагнетательной системы.
[0018] В другом варианте реализации изобретения система окислительной конденсации метана (ОКМ) содержит (а) углеводородный процесс не-ОКМ, обеспечивающий поток сырья, содержащий метан; (b) реактор ОКМ, гидравлически сообщающийся с углеводородным процессом не-ОКМ, где реактор ОКМ (i) принимает впускящий поток сырья, и (ii) создает, из метана, поток продуктов, содержащий соединения С2+ и примеси не-C2+; и (с) по меньшей мере один разделительный блок, размещенный за реактором ОКМ и гидравлически сообщающийся с ним, причем по меньшей мере один разделительный блок (i) получает поток его продукта на свой вход в качестве сырья, и (ii) разделяет соединения С2+ из по меньшей мере подмножества не-С2+ примесей.
[0019] В некоторых вариантах углеводородный процесс не-ОКМ представляет собой переработку нефти, процесс переработки газоконденсата или крекинг. В некоторых вариантах реализации изобретения система также содержит углеводородный процесс не-ОКМ, проходящий после по меньшей мере одного разделительного блока. В некоторых вариантах реализации изобретения по меньшей мере один разделительный блок содержит блок адсорбции при переменном Давлении. В некоторых вариантах реализации изобретения по меньшей мере один разделительный блок содержит блок криогенной сепарации.
[0020] В некоторых вариантах реализации изобретения примеси не-C2+ содержат одну или более примесей, включающих азот (N2), кислород (О2), воду (Н2О), аргон (Ar), монооксид углерода (СО), двуокись углерода (СО2) и метан (CH4).
[0021] В другом варианте реализации изобретения система окислительной конденсации метана (ОКМ) содержит (а) реактор ОКМ (i), принимающий на впуск поток сырья, содержащего метан, и (ii) создает, из метана, поток продуктов, содержащий соединения С2+ и примеси не-С2+; (b) по меньшей мере один разделительный блок, размещенный за реактором ОКМ и гидравлически сообщающийся с ним, причем по меньшей мере один разделительный блок (i) получает поток его продукта на свой впуск, и (ii) разделяет соединения С2+ из по меньшей мере подмножества не-C2+ примесей в технологический поток, содержащий по меньшей мере подмножество соединений С2+; и (с) углеводородный процесс не-ОКМ, располагающийся позади по меньшей мере одного разделительного блока и гидравлически сообщающийся с ним, причем данный процесс получает в качестве сырья технологический поток для использования в одном или более процессах не-ОКМ.
[0022] В некоторых вариантах реализации изобретения углеводородный процесс не-ОКМ представляет собой переработку нефти, процесс переработки газоконденсатов или крекинг. В некоторых вариантах реализации изобретения система также содержит углеводородный процесс не-ОКМ, проходящий после по меньшей мере одного разделительного блока. В некоторых вариантах реализации изобретения по меньшей мере один разделительный блок содержит блок адсорбции при переменном давлении.
[0023] В некоторых вариантах по меньшей мере один разделительный блок содержит блок криогенной сепарации.
[0024] В другом варианте реализации изобретения способ для интеграции окислительной конденсации метана (ОКМ) с углеводородным процессом включает (а) направление потока сырья, содержащего метан, в реактор окислительной конденсации метана (ОКМ), при том, что реактор ОКМ выполнен с возможностью получения из метана соединений С2+; (b) выполнение одной или более реакций ОКМ в реакторе ОКМ с использованием метана для получения потока продуктов, содержащего одно или более соединений С2+; (с) разделение потока продуктов на по меньшей мере первый поток и второй поток, при том, что первый поток имеет более низкое содержание С2+, чем второй поток, и при том, что второй поток имеет более высокое содержание С2+, чем итоговый поток; и (d) направление второго потока в технологический поток в точке, в которой содержание соединений С2+ в технологическом потоке отличается на не более чем около 10% от содержания соединений С2+ во втором потоке.
[0025] В некоторых вариантах точка впуска второго потока в углеводородный процесс имеет содержание соединений С2+, отличающееся на не более чем около 5% от содержания одного или более соединений С2+ во втором потоке. В некоторых вариантах реализации изобретения содержание соединений С2+ во втором потоке больше содержания соединений С2+ в точке впуска второго потока в углеводородный процесса.
[0026] В некоторых вариантах реализации изобретения углеводородный процесс представляет собой переработку нефти, процесс переработки газоконденсата (ГК) или крекинг. В некоторых вариантах реализации изобретения поток продуктов дополнительно содержит примеси не-С2+. В некоторых вариантах реализации изобретения второй поток имеет содержание соединений не-C2+ меньшее, чем первый поток. В некоторых вариантах реализации изобретения, в (d), второй поток направляют в технологический поток в точке, при том, что содержание соединений С2+ не более чем на около 10% ниже содержания соединений С2+ во втором потоке.
[0027] В другом варианте реализации изобретения способ концентрирования углеводородов, имеющих по меньшей мере два атома углерода (С2+), включает (а) подачу флюида, содержащего одно или более соединений С2+ и примесей не-С2+, в бак при первом давлении, при том, что бак содержит адсорбирующую среду, причем во время подачи флюида в бак флюид находится в контакте с адсорбирующей средой; (b) изменение давления в баке до второго давления для сброса (i) по меньшей мере некоторых из одного или более соединений С2+ или (ii) примесей не-С2+ из адсорбирующей среды, вследствие чего отделяются по меньшей мере некоторые из одного или более соединений С2+ от примесей не-С2+; и (с) извлечение по меньшей мере части одного или более соединений С2+.
[0028] В некоторых вариантах реализации изобретения одно или более соединений С2+ представляют собой углеводороды с количеством атомов углерода от двух до пяти. В некоторых вариантах реализации изобретения соединения С2+ содержат этилен. В некоторых вариантах реализации изобретения адсорбент выбирают из группы, содержащей активированный уголь, силикагель, окись алюминия и цеолит. В некоторых вариантах реализации изобретения второе давление больше, чем первое давление. В некоторых вариантах реализации изобретения второе давление меньше, чем первое давление.
[0029] В варианте реализации изобретения способ восстановления углеводородов, имеющих два или более атомов углерода (С2+) из процесса окислительной конденсации метана (ОКМ) включает (а) направление потока сырья, содержащего метан, в реактор окислительной конденсации метана (ОКМ), при том, что реактор ОКМ выполнен с возможностью получения из метана соединений С2+; (b) выполнение одной или более реакций ОКМ в реакторе ОКМ с использованием метана для получения потока продуктов, содержащего одно или более соединений С2+; (с) подвержение потока продуктов адсорбции при переменном давлении (АПД) для получения по меньшей мере первого потока и второго потока, при том, что первый поток имеет более низкое содержание С2+, чем второй поток.
[0030] В некоторых вариантах способ дополнительно включает, между (b) и (с), высушивание потока продуктов. В некоторых вариантах реализации изобретения подвержение потока продукта АПД отделяет С2+ от метана и примесей. В некоторых вариантах первый поток дополнительно содержит метан и примеси.
[0031] В некоторых вариантах реализации изобретения способ дополнительно включает последующее (с) отделение метана от примесей. В некоторых вариантах реализации изобретения способ дополнительно включает возврат по меньшей мере части метана в реактор ОКМ. В некоторых вариантах реализации изобретения примеси содержат аргон (Ar), азот (N2), кислород (О2), монооксид углерода (СО), двуокись углерода (СО2) или любую их комбинацию. В некоторых вариантах реализации изобретения по меньшей мере 95% примесей удаляют в блоке АПД.
[0032] В другом варианте реализации изобретения способ восстановления углеводородов, имеющих два или более атомов углерода (С2+) из процесса окислительной конденсации метана (ОКМ) включает (а) направление потока сырья, содержащего соединения С2+, примеси и метан, в реактор окислительной конденсации метана (ОКМ); (b) разделение потока продуктов для обеспечения по меньшей мере (i) первого потока, богатого на примеси, (ii) второго потока, богатого на метан, и (iii) третьего потока, богатого на соединения С2+; и (с) охлаждение третьего потока для конденсации соединений С2+.
[0033] В некоторых вариантах упомянутый первый поток имеет содержание примесей по меньшей мере около 70%. В некоторых вариантах реализации изобретения второй поток имеет содержание метана по меньшей мере около 70%. В некоторых вариантах реализации изобретения третий поток имеет содержание С2+ по меньшей мере около 70%. В некоторых вариантах реализации изобретения примеси содержат аргон (Ar), водород (H2), монооксид углерода (CO), двуокись углерода (СО2), азот (N2) или любую их комбинацию.
[0034] В некоторых вариантах реализации изобретения массовый расход третьего потока составляет менее чем 30% от массового расхода потока продуктов. В некоторых вариантах реализации изобретения способ дополнительно включает подачу второго потока в реактор. В некоторых вариантах реализации изобретения способ дополнительно включает подачу третьего потока в углеводородный процесс. В некоторых вариантах реализации изобретения способ дополнительно включает подачу потока сырья, содержащего метан, из углеводородного процесса в реактор ОКМ. В некоторых вариантах реализации изобретения третий поток охлаждают в блоке криогенной сепарации.
[0035] В еще одном варианте реализации изобретения способ интеграции процесса окислительной конденсации метана (ОКМ) с углеводородным процессом включает (а) направление, из реактора ОКМ, потока продуктов, содержащего углеводородные соединения, имеющие два или более атомов углерода (С2+), и метан; (b) разделение потока продуктов на первый поток, обогащенный метаном, и второй поток, обогащенный соединениями С2+; и (с) сжигание метана из первого потока для обеспечения энергии для использования в углеводородном процессе.
[0036] В некоторых вариантах сжигаемый метан направляют через теплообменник, сообщающийся с технологическим потоком углеводородного процесса. В некоторых вариантах реализации изобретения углеводородный процесс представляет собой переработку нефти, процесс переработки газоконденсата (ГК) или крекинг.
[0037] В другом аспекте изобретение обеспечивает систему переработки природного газа, содержащую систему реактора ОКМ, содержащую по меньшей мере первый бак реактора, содержащий по меньшей мере первый катализатор ОКМ, размещенный в нем. Система также содержит одну или более систем экстракции для отделения по меньшей мере одного углеводородного соединения от по меньшей мере одного неуглеводородного соединения, и систему фракционирования для разделения по меньшей мере двух различных углеводородных соединений. Система также содержит соединительный трубопровод, гидравлически сообщающий один или более впусков и выходов системы реактора ОКМ с одной или более системами экстрагирования и системами фракционирования.
[0038] В другом аспекте изобретение обеспечивает систему и способы переработки природного газа, содержащую систему реактора ОКМ, содержащую по меньшей мере первый бак реактора, содержащий по меньшей мере первый катализатор ОКМ, размещенный в нем. Система также содержит одну или более систем экстракции для отделения по меньшей мере одного неуглеводородного соединения от по меньшей мере одного углеводородного соединения, и систему фракционирования для разделения по меньшей мере двух различных углеводородных соединений. А также содержит соединительный трубопровод, гидравлически сообщающий один или более впусков или выходов системы реактора ОКМ с одним или более впусков или выходов одной или более системы фракционирования и системы экстракции.
[0039] Также в данном документе представлены способы и системы получения углеводородных соединений. Способы включают приведение в контакт метана и воздуха/кислорода с катализатором ОКМ в условиях реакции ОКМ в первой реакторной системе для получения продукта ОКМ, который содержит два или более разных углеводородных соединений. Продукт ОКМ, создаваемый на этапе обеспечения контакта, передается затем в систему фракционирования, гидравлически сообщающуюся с первой реакторной системой. Затем от по меньшей мере одного углеводородного соединения в продукте ОКМ в системе фракционирования отделяется по меньшей мере одно углеводородное соединение в продукте ОКМ.
[0040] Другой вариант реализации изобретения обеспечивает способы и системы для получения углеводородных соединений, включающие приведение в контакт метана и воздуха/кислорода с катализатором ОКМ в условиях реакции ОКМ в первой реакторной системе для получения продуктов ОКМ, который содержит одно или более разных углеводородных соединений и по меньшей мере одно неуглеводородное соединение. Продукт ОКМ, создающийся на этапе обеспечения контакта, затем передают в систему экстрагирования, гидравлически сообщающуюся с первой реакторной системой. По меньшей мере одно углеводородное соединение в продукте ОКМ отделяют от по меньшей мере одного другого углеводородного соединения или неуглеводородного соединения в продукте ОКМ.
[0041] Также в данном документе приведена интегрированная система переработки углеводородов, содержащая систему парового крекинга, выполненную с возможностью преобразовывать один или более насыщенных углеводородов в один или более ненасыщенных углеводородов, и систему реактора ОКМ, выполненную с возможностью преобразовывать метан в этилен. Эти две системы гидравлически сообщаются своими выходами со впусками интегрированной системы фракционирования углеводородов, таким образом, что потоки, содержащие С2+, проходят из каждой крекинг-установки и реактора ОКМ в систему фракционирования.
[0042] Другой вариант реализации изобретения обеспечивает способы для получения одного или более необходимых углеводородных соединений, включая направление потока первого углеводородного сырья, содержащего насыщенные углеводороды, в установку парового крекинга для получения потока ненасыщенных углеводородов. Эти способы также включают направление потока второго углеводородного сырья, содержащего метан, в систему реактора ОКМ для получения этиленсодержащего потока. Итоговый поток, к примеру, поток ненасыщенных углеводородов и этиленсодержащий поток, направляют в интегрированную систему фракционирования, к примеру, общую интегрированную систему фракционирования, для получения одного или более необходимых углеводородных потоков продуктов.
[0043] Другой вариант реализации изобретения обеспечивает способы и системы для получения углеводородных соединений, включающий приведение в приведение в контакт метана и воздуха/кислорода с катализатором ОКМ в условиях реакции ОКМ в первой реакторной системе для получения продукта ОКМ, который содержит одно или более разных углеводородных соединений. Продукт ОКМ, создающийся на этапе обеспечения контакта, передается в интегрированную систему олигомеризации для получения одного или более высших углеводородных соединений из одного или более углеводородных соединений в продукте ОКМ. Один или более высших углеводородов, полученых в системе олигомеризации, передается затем в систему фракционирования, гидравлически сообщающуюся с системой олигомеризации для выделения по меньшей мере одного углеводородного соединения в продукте ОКМ из по меньшей мере одного высшего углеводорода.
[0044] В другом варианте реализации изобретения системы и способы переработки природного газа содержит систему реактора ОКМ для переработки природного газа для получения продукта ОКМ, которая содержит систему извлечения термической энергии, термически сообщающейся с системой реактора ОКМ для удаления термической энергии из системы реактора ОКМ. Система также содержит блок фракционирования природного газа для выделения одного или более углеводородных компонентов в природном газе или одном или более продукте ОКМ из по меньшей мере одного другого углеводородного продукта в природном газе или продукте ОКМ. Также она содержит один или более теплообменников, термически сообщающихся с каждой из систем извлечения термической энергии, и блока фракционирования для передачи термической энергии из системы извлечения термической энергии в блок фракционирования для нагрева природного газа или продукта ОКМ в блоке фракционирования для отделения одного или более углеводородных компонентов природного газа или продукта ОКМ от по меньшей мере одного другого углеводородного продукта в природном газе или продукте ОКМ.
[0045] В другом варианте реализации изобретения системы и способы переработки природного газа содержит систему экстракции для отделения метана из ГК в природном газе, которая содержит выпускной канал эффлюента, обогащенного метаном, а также содержит систему реактора ОКМ, содержащую впускной канал, гидравлически сообщающийся с выпускным каналом обогащенного метаном эффлюента системы экстракции. Система также содержит систему удаления термической энергии для удаления термической энергии из системы реактора ОКМ, и теплообменник, термически сообщающийся с системой удаления термической энергии, а также гидравлические сообщения между выпускным каналом обогащенного метаном эффлюента и впускным каналом реактора ОКМ для нагрева обогащенного метаном эффлюента системы экстракции до более чем 400°С.
[0046] В другом варианте реализации изобретения системы и способы переработки природного газа включают систему реактора ОКМ, парогенератор, термически сообщающийся с реактором ОКМ для получения пара при помощи термической энергии, создаваемой реактором ОКМ, и электрический генератор, сообщающийся с парогенератором, для получения электричества из пара, создаваемого парогенератором.
[0047] Другой вариант реализации изобретения способы и системы для сбора СО2 включают, в системе реактора ОКМ, приведение в приведение в контакт метана и воздуха/кислорода с катализатором ОКМ в условиях реакции ОКМ для получения потока продуктов, содержащего одно или более углеводородных соединений и СО2, разделение СО2 из одного или более углеводородных соединений в потоке продукта в системе извлечения, интегрированной с системой реактора ОКМ, и сбор СО2, отделенного от потока продуктов.
[0048] Дополнительные аспекты и выгоды настоящего изобретения будут очевидны для специалистов в данной области техники из последующего детального описания изобретения, где будут показаны и описаны только иллюстративные варианты реализации настоящего изобретения. Как будет понятно, настоящее изобретение допускает и другие, отличающиеся варианты реализации, и возможны изменения его значимых деталей в многочисленных очевидных отношениях, без отступления от данного раскрытия. Соответственно, чертежи и описания следует рассматривать в качестве иллюстративного, а не ограничивающего характера.
ВКЛЮЧЕНИЕ ПОСРЕДСТВОМ ССЫЛКИ
[0049] Все публикации, патенты и заявки на патенты, упомянутые в настоящем описании, включены в настоящий документ посредством ссылки в том же объеме, как если бы каждая отдельная публикация, патент или заявка на патент были бы указаны конкретно и отдельно для включения посредством ссылки.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
[0050] В дальнейшем будут описаны новейшие детали изобретения, с подробностями в присоединенной формуле изобретения. Наилучшее понимание деталей и выгод настоящего изобретения может быть получено прочтением последующего детального описания, в котором будут показаны иллюстративные варианты реализации изобретения, в которых используются принципы изобретения, и сопутствующими чертежами или фигурами (обозначенными в настоящем документе как Фиг.), в которых:
[0051] На Фиг. 1 представлена схематическая иллюстрация продуктов процесса окислительной конденсации метана (ОКМ), интегрированного в углеводородный процесс;
[0052] На Фиг. 2 представлена схематическая иллюстрация метана для процесса ОКМ, полученного при помощи углеводородного процесса;
[0053] На Фиг. 3 представлена схематическая иллюстрация метана для процесса ОКМ, полученного при помощи углеводородного процесса, причем продукт процесса ОКМ интегрирован с углеводородным процессом;
[0054] На Фиг. 4 представлена схематическая иллюстрация тепла из процесса ОКМ, интегрированного в углеводородный процесс;
[0055] На Фиг. 5 представлена схематическая иллюстрация процесса ОКМ, включающего модули разделения, содержащие осушитель и блок восстановления азота;
[0056] На Фиг. 6 представлена схематическая иллюстрация процесса ОКМ, включающего модули разделения, содержащие слой С2+ и (или) адсорбер переменного давления;
[0057] На Фиг. 7 представлена схематическая иллюстрация примера переработки;
[0058] На Фиг. 8 представлена схематическая иллюстрация примера газогенераторной установки;
[0059] На Фиг. 9 представлена схематическая иллюстрация примера интеграции процесса ОКМ с нефтепереработкой;
[0060] На Фиг. 10 представлена схематическая иллюстрация примера интеграции процесса ОКМ с газогенераторной установкой;
[0061] На Фиг. 11 представлена схематическая иллюстрация примера интеграции процесса окислительной дегидрогенизации этана до этилена или пропана до пропилена (ОДГ) с нефтепереработкой;
[0062] На Фиг. 12 представлена схематическая иллюстрация примера блока извлечения ароматических углеводородов;
[0063] На Фиг. 13 представлена схематическая иллюстрация примера интеграции процесса ОДГ и олигомеризации этилена (ethylene to liquids, ETL) с нефтепереработкой;
[0064] На Фиг. 14 схематически проиллюстрирован примера технологического оборудования переработки природного газа;
[0065] На Фиг. 15 схематически проиллюстрирован примера работы основного блока технологического оборудования парового крекинга;
[0066] Фиг. 16 представляет собой блок-схему, иллюстрирующую возможные точки интеграции впусков и выходов системы реактора ОКМ в традиционную систему или оборудование переработки природного газа;
[0067] Фиг. 17 представляет собой схематическую иллюстрацию адиабатической системы реактора ОКМ, интегрированной в первое местоположение в оборудовании переработки природного газа;
[0068] Фиг. 18 представляет собой схематическую иллюстрацию адиабатической системы реактора ОКМ, интегрированной во второе местоположение в оборудовании переработки природного газа;
[0069] Фиг. 19 представляет собой схематическую иллюстрацию адиабатической системы реактора ОКМ и систему криогенной сепарации, интегрированные в оборудование парового крекинга; и
[0070] Фиг. 20 представляет собой схематическую иллюстрацию интеграции системы термической энергии из системы реактора ОКМ в процессы термического управления для других систем обработки в оборудовании переработки природного газа;
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0071] Несмотря на то, что в настоящем документе показаны и описаны некоторые варианты реализации настоящего изобретения, специалистам в данной области понятно, что такие варианты реализации представлены лишь в качестве примеров. Специалистам в данной области понятны многочисленные варианты, изменения и замещения, без отклонения от идеи настоящего изобретения. Следует понимать, что различные альтернативы вариантов реализации настоящего изобретения, описанных в настоящем изобретении, могут быть использованы при практическом осуществлении настоящего изобретения.
[0072] Термин „С2+", используемый в данном документе, относится к соединениям, содержащим два или более атомов углерода. Соединения С2+ включают, без ограничений, алканы, алкилены, алкины, альдегиды, кетоны, ароматические эфиры и карбоксильные кислоты, содержащие два или более атомов углерода. Примеры соединений С2+ включают этан, этилен, этин, пропан, пропилен и пропин.
[0073] Термин „примеси не-С2+", используемый в данном документе, обычно относится к веществам, не содержащим соединений С2+. Примеры примесей не-С2+ включают азот (N2), кислород (О2), воду (Н2О), аргон (Ar), водород (H2), окись углерода (CO), двуокись углерода (CO2) и метан (СН4).
[0074] Термин «оборудование для обработки природного газа», используемый в данном документе, обычно относится к оборудованию, получающему природный газ и (или) ГК и создающему более чем один продукт из данного сырья.
[0075] Термин «преобразование метана», используемый в данном документе, обычно относится к доле или фракции метана, представленной в реакции, которая преобразуется в отличающийся от метана продукт.
[0076] Термин «избирательность С2+», используемая в данном документе, обычно относится к доле всех углеродсодержащих продуктов реакции окислительной конденсации метана (ОКМ), которые необходимы или являются более предпочтительными продуктами С2+, к примеру, этаном, этиленом, пропаном, пропиленом, и т.д. Хотя она изначально определена как избирательность C2+, желательно, чтобы избирательность могла быть установлена в переводе на любые необходимые продукты, к примеру, только С2, или только С2 и С3.
[0077] Термин «выход С2+», используемый в данном документе, обычно относится к количеству углерода, являющегося частью продуктов С2+, как доля в количестве углерода, внесенного в реактор в форме метана. Он может быть в целом подсчитан как произведение преобразования и избирательности, деленное на количество атомов углерода в необходимом продукте. Выход С2+ обычно дополняет выход разных компонентов С2+, содержащихся в установленных компонентах С2+, к примеру, выход этапа + выход этилена + выход пропана + выход пропилена и т.д.
[0078] Термин „процесс ОКМ", используемый в данном документе, обычно относится к процессам, использующим существенное действие реакции окислительной конденсации метана (ОКМ).
[0079] Термин „процесс не-ОКМ", используемый в данном документе, обычно относится к процессам, не использующим существенное действие реакции окислительной конденсации метана. Примеры процессов, которые могут быть процессами не-ОКМ, включают углеводородные процессы не-ОКМ, такие как, к примеру, нефтепереработка, процесс переработки газоконденсатов или крекинг.
[0080] Термин «существенный эквивалент», используемый в данном документе в контексте содержания метана, обычно означает, что содержание метана находится в пределах около 80%, 70%, 60%, 50%, 40%, 30%, 20%, 10% или 5% от содержания метана, обычно поступающего в имеющуюся цепочку фракционирования, газовое оборудования или оборудования для крекинга.
Интеграция ОКМ с углеводородными процессами
[0081] Настоящее раскрытие приведено для интеграции процессов и систем окислительной конденсации метана («ОКМ») и, необязательно или дополнительно, окислительной дегидрогенизации этана до этилена или пропана до пропилена («ОДГ») в имеющиеся процессы и оборудование для переработки природного газа и другого петрохимического сырья для получения выгоды от гибкости в выборе сырья, энергоэффективности и гибкости в лучшем определении итогового выхода продуктов для этих процессов. Конкретнее, обеспечением интеграции процесса ОКМ с другими процессами можно получить выгоду от сОКМестимости процессов ОКМ с этими другими процессами газо- и нефтепереработки для улучшения любых или всех из следующих выгод: гибкости в выборе сырья, избирательности в выходе продуктов, энергоэффективности и других преимущественных параметров процесса. Данная интеграция обеспечивает выгоды для множества разных процессов и систем, и для простоты иллюстрации это более детально описано в отношении интеграции в имеющиеся углеводородные процессы (к примеру, процессы переработки газоконденсата, процессы получения олефина из этана, этана/пропана, и (или) нефти, а также переработка нефти).
[0082] Процесс ОКМ может получать на впуске метан и создавать в качестве продукта (или выхода) один или более углеводородов, таких как соединения С2+, а также тепло экзотермической реакции. Процесс ОКМ может быть облегчен при помощи катализатора. Примером процесса ОКМ является следующий: 2CH4+О2→С2Н4+2Н2О.
[0083] Обратимся теперь к фигурам, где одинаковые цифры означают одинаковые же части. Очевидно, что фигуры и детали в данном документе не обязательно изображены в одном масштабе.
[0084] Поступление метана (CH4) может быть обеспеченно разными источниками, а продукт(ы) из процесса ОКМ могут быть направлены в разные последующие процессы. Процесс ОКМ может быть интегрирован с углеводородным процессом любым количеством способов. Фиг. 1 иллюстрирует пример интеграции процесса ОКМ с углеводородным процессом 100. Углеводородный процесс может получать любое сырье 102 и преобразовывать его в один или более продуктов 104, используя любое количество операций (к примеру, 106 и 108), таких как нефтепереработка, фракционирование ГК, крекинг этана или другие операции углеводородного процесса. В некоторых вариантах в процессах ОКМ метан (например, из геологического, биологического или промышленного источника углеводородов) ПО поглощается в процессе ОКМ 112 (например, реакторе ОКМ) для получения соединений С2+. Соединения С2+ могут быть интегрированы с углеводородным процессом. В некоторых вариантах, соединения С2+ могут быть обогащены и (или) обеднены в сепарационном модуле 114, например, до по меньшей мере примерного соответствия состава потока в углеводородном процессе, содержащим соединения С2+ 108.
[0085] Фиг. 2 иллюстрирует другой пример интеграции с углеводородным процессом. В этому случае метан подается из потока углеводородного процесса, содержащего метан 106. Метан может быть преобразован в соединения С2+ в процессе 112, и, в некоторых вариантах, отделен в процессе 114 для обеспечения потока продуктов, содержащего соединения С2+ 200
[0086] Еще один пример проиллюстрирован на Фиг. 3. Здесь метан подается из потока углеводородного процесса, содержащего метан 106, преобразовывают в соединения С2+ в процессе 112, необязательно разделяют в процессе 114 и интегрируют с потоком углеводородного процесса 108, содержащего соединения С2+.
[0087] Процессы ОКМ могут быть экзотермическими процессами, а получаемое тепло может быть затем использовано в разнообразных процессах. В некоторых вариантах процесс ОКМ интегрирован и в отношении энергии, в некоторых вариантах в дополнение к интеграции потоков веществ. Фиг. 4 иллюстрирует пример, при том, что тепло 400 передается из реактора ОКМ 112 в часть углеводородного процесса, требующую тепла 106. В некоторых вариантах метан также изымается от углеводородного процесса и (или)соединений С2+, поглощаемых углеводородным процессом. Изъятый метан или его избыток может сжигаться для обеспечения энергии для углеводородного процесса.
[0088] Здесь описаны разные типы углеводородных процессов, которые могут быть интегрированы с процессом ОКМ, и примеры разделений (к примеру, «черновые» разделения), которые могут быть выполнены.
Интегрированные каталитические системы
[0089] В некоторых вариантах реализации изобретения имеющийся газовое или петрохимическое оборудование или система обработки интегрировано с новыми процессами и системами для получения синергетического и высокоценного всестороннего процесса. В некоторых вариантах в традиционное оборудование и системы обработки природного газа и другого петрохимического сырья интегрируются дополнительные каталитические реакционные процессы и реакторные системы для получения в одном или более продуктов этого оборудования и (или) обеспечения одного или более источников сырья для этого оборудования и системы для усиления эффективности выгод, полученных из сочетания этих процессов в дополнение к этим процессам по отдельности. В некоторых вариантах эти интегрированные системы каталитического реактора будут обычно (1) получать один или более итоговых или промежуточных потоков продуктов из процесса для выполнения на этом оборудовании каталитического преобразования этих итоговых или промежуточных потоков продукта в более ценные или легче используемые материалы, (2) содействовать дальнейшему преобразованию одному или более потокам итогового или промежуточного продукта в одном или более разных обрабатывающих блоках этого оборудования, и (или) (3) способствовать и (или) использовать термическую энергию, требующуюся этими обрабатывающими системами или создаваемую ими.
[0090] Итоговое интегрированное оборудование для обработки может иметь большую, улучшенную эффективность и рентабельность в плане создаваемых продуктов как функции от используемого сырья, типов используемого сырья, типов создаваемых продуктов, и в плане потребления энергии для работы данного оборудования. В результате негативное воздействие данного оборудования на окружающую среду может быть существенно уменьшено, в плане уменьшения ущерба и уменьшения потребления генерируемой энергии.
[0091] В некоторых вариантах интегрированные системы реакторов для проведения экзотермических каталитических реакций могут быть использованы для преобразования составляющих природного газа в более ценные компоненты, такие как для преобразования метана и этана в более высокие алканы, олефины и другие подобные продукты. Примеры таких реакций включают экзотермические каталитические реакции, к примеру, окислительной конденсации метана (ОКМ), как и окислительной дегидрогенизации (ОДГ), к примеру, этана, пропана и других углеводородов.
[0092] Окислительная конденсация метана («ОКМ») до этилена может использовать следующую реакцию: 2СН4+О2→С2Н4+2H2O (См., к примеру, Zhang, Q., Journal of Natural Gas Chem., 12:81, 2003; Olah, G. "Hydrocarbon Chemistry", Ed. 2, John Wiley & Sons (2003)). Данная реакция экзотемична (ΔH=-67 ккал/моль) и, как правило, обнаруживается при весьма высоких температурах (>700°С). Хотя детальный механизм реакции не может быть полностью описан, и без теоретических ограничений, экспериментальное обоснование говорит нам о том, что может быть использована химия свободных радикалов (Lunsford, J. Chem. Soc., Chem. Comm., 1991; H. Lunsford, Angew. Chem., Int. Ed. Engl. 34:970, 1995). В этой реакции метан (CH4) может быть активирован на поверхности катализатора, формирующего метальные радикалы, которые затем взаимодействуют в газовой фазе для формирования этана (C2H6), дегидрогенизирующегося затем до этилена (С2Н4). Для ОКМ демонстрируют активность несколько катализаторов, включающих разные формы оксида железа и оксидов ванадия, молибдена, кобальта, платины, родия, лития, циркония, золота, серебра, марганца, церия, магния, лантана, натрия, цинка и их комбинации (к примеру, V2O5, MoO3, Co3O4, Pt-Rh, Li/ZrO2, Ag-Au, Au/Co3O4, Co/Μn, CeO2, MgO, La2O3, Mn3O4, Na2WO4, MnO, ZnO), на разных поддержках. В сочетании с приведенными выше катализаторами может также использоваться некоторое количество легирующих элементов.
[0093] С момента, когда реакция ОКМ была впервые описана свыше тридцати лет назад, она была целью большого научного и коммерческого интереса. В некоторых вариантах фундаментальные ограничения традиционного подхода к активации связи С-Н представляются ограничивающими выход этой интересной реакции при практических операционных условиях. Конкретно, многочисленные публикации промышленных и академических лабораторий последовательно демонстрируют характерное проявление высокой избирательности при низком преобразовании метана или низкой избирательности при высоком преобразовании (J.A. Labinger, Cat. Lett., 1:371, 1988). Выход объединенных С2 (т.е., этана и этилена) у некоторых катализаторов ОКМ, ограниченных этой границей преобразования/избирательности, не превышает 20-25%. В некоторых вариантах такие высокие степени преобразования и избирательности получают при крайне высоких температурах (>800С), низких давлениях и низких газовых часовых объемных скоростях. Новейшие разработанные катализаторы и системы, однако, способны работать при низких температурах среды с высоким выходом/избирательностью (см. к примеру, патентные публикации U.S. №2012/0041246 и U.S. №2013/0023709.
[0094] Хотя изначально описана в плане интеграции система реактора ОКМ, может быть также интегрирована дополнительная реакторная система, такая как система реактора ОДГ. В некоторых вариантах окислительная дегидрогенизация (ОДГ) светлых алканов предлагает интересный способ для алкиленов, поскольку, подобно реакции ОКМ, реакция экзотермична и обходит термодинамические ограничения неокислительных способов при помощи получения воды в качестве побочного продукта. Кроме того, осаждение углерода во время ОДГ может быть резко уменьшено, приводя к стабильной каталитической активности. Однако выход алкиленов, получаемый при помощи ОДГ, может быть ограничен на большинстве катализаторов при помощи сжигания алкиленов до CO и CO2 (к примеру, от COx).
[0095] В варианте реализации изобретения настоящее раскрытие приводит модульную систему реактора ОКМ, которая может быть выполнена в виде дополнения к имеющемуся оборудованию переработки природного газа, и, в некоторых аспектах, интегрирована в него. Как таковой, газоперерабатывающий завод может получать природный газ в качестве сырья и создавать подготовленный к трубопроводной транспортировке природный газ, а также в виде ГК, или получать его в виде ГК и фракционировать его для получения из него двух или более разных продуктов ГК. В некоторых вариантах конкретное исполнение и тип перерабатывающего завода будет зависеть от полученного сырья и продуктов, производимых из него, и может охватывать во многих вариантах, к примеру, заводы экстракции ГК, фракционаторы, промежуточные заводы (straddle plant) и подобные, соответствующие вышеупомянутому критерию.
[0096] В некоторых вариантах реализации обрабатывающее оборудование содержит один или более экстрагирующих блоков и фракционирующих блоков, и необязательно один или более дополнительных обрабатывающих блоков (к примеру, без значительной адаптации и подгонки к такому оборудования). Далее, интегрированная система реактора ОКМ может быть интегрирована и выполнена с возможностью получения одного или более потоков эффлюентов из разных обрабатывающих блоков в этом оборудовании в качестве потоков сырья в систему реактора ОКМ, получая один или более потоков эффлюентов в один или более разных обрабатывающих блоков использования термической энергии в других системах и обрабатывающих блоках где-то еще в оборудовании.
[0097] Как описано в данном документе, система реактора ОКМ обычно содержит один или более носителей реактора, содержащих подходящий материал катализатора ОКМ, обычно в сочетании с дополнительными компонентами системы. Ранее были описаны разные катализаторы ОКМ, такие как, к примеру, в патенте U.S. №5712217, U.S. №6403523 и U.S. №6576803, включенные в данный документ во всей полноте посредством ссылки. Несмотря на то, что эти катализаторы показаны для катализации реакции ОКМ, для большинства этих катализаторов реакции проводятся в условиях менее практичных или экономичных, т.е., при очень больших температурах и (или) давлениях (к примеру, более чем 800°С). Степень преобразования и избирательность некоторых катализаторов допустимы для экономичного преобразования метана при практичных условиях операций. Примеры таких катализаторов изложены в, к примеру, публикации патента U.S. №2012/0041246 и публикации патента U.S. №2013/0023709, включенные в данный документ во всей полноте посредством ссылки.
[0098] Продукты, созданные при помощи этих каталитических реакций, обычно включают CO, CO2, H2, Н2О, углеводороды С2+, такие как этилен, этан и большие алканы и алкилены. В некоторых вариантах реализации изобретения системы реактора ОКМ действуют для преобразования метана, к примеру, метанового компонента или природного газа, в необходимый высокоуглеводородный продукт (этана, этилен, пропан, пропилен, бутаны, пентаны и пр.), в общем случае описываемый как соединения С2+, с высокой продуктивностью. В частности, прохождение реакции ОКМ в общем описывается как преобразование метана, избирательность С2+ и выход С2+.
[0099] В некоторых вариантах система реактора ОКМ обычно обеспечивает преобразование метана на по меньшей мере 10% на проход процесса в системе единственного интегрированного реактора (к примеру, системе единственного изотермического реактора или системе интегрированного многостадийного адиабатического реактора) с избирательностью С2+ по меньшей мере 50%, при реакторных температурах на впуске от 400 до 600°С, и при давлениях на впуске в реактор от 15 фунтов на кв. дюйм манометрический (psig) до 150 psig. В некоторых вариантах единичное преобразование на 10% или более с избирательностью в 60% или более, и в некоторых вариантах преобразование в 15% или более с избирательностью в 50% или более, или даже избирательность в 60% или более. Подобным образом, в некоторых вариантах, реакторное давление на впуске находится в диапазоне от 15 и около 135 psig, в некоторых вариантах менее чем около 120 psig, или менее чем около 100 psig, или менее чем 90 psig, или менее чем около 85 psig, или менее чем около 80, или даже менее чем около 70 psig. В некоторых вариантах реакторное давление на впуске находится в диапазоне от 30 и около 100 psig, или даже менее чем около 30 psig, а также около 90, или 85, или 80 psig (к примеру, при достижении избирательностей и степеней преобразования, описанных выше). В некоторых вариантах катализатор, используемый в реакторных системах, в состоянии обеспечить описанную степень преобразования и избирательность при описанных реакторных РТ-условиях. В некоторых вариантах температуры на впуске в реактор или температуры сырья обычно, по существу, соответствуют минимуму «точки розжига» или температуре инициации реакции для катализатора или системы. Другими словами питающие газы могут контактировать с катализатором при температуре, при которой может начаться реакция ОКМ при поступлении в реактор. Поскольку реакция ОКМ экзотермична, то как только достигнута точка гашения, можно ожидать тепла от реакции для поддержки реакции при каталитически подходящих температурах, и даже получения избыточного тепла.
[0100] В некоторых вариантах реализации изобретения реакторы ОКМ и реакторные системы при проведении реакции ОКМ действуют при давлении в диапазоне от 15 и около 125 psig при описанных выше температурах, обеспечивая степень преобразования и избирательность, описанные выше, и, в некоторых вариантах, менее чем около 100 psig (к примеру, в диапазоне от около 15 psig и около 100 psig, или даже менее чем около 90 psig).
[0101] Примеры материалов катализаторов изложены в, к примеру, публикации патента U.S. №2012/0041246 и публикации патента U.S. №2013/0023709, включенные в данный документ во всей полноте посредством ссылки. Катализаторы могут включать сплошные материалы, к примеру, имеющие относительно неопределенную морфологию, или, в некоторых вариантах, включать, по меньшей мере как часть, нановолокна, содержащие каталитические материалы. В любой форме катализаторы, используемые в согласовании с настоящим изобретением, могут быть использованы конкретно в полном диапазоне условий реакции, описанных выше, или в любом более узком описанном диапазоне условий. Аналогично, материалы катализаторов могут быть обеспечены в диапазоне разных крупномасштабных форм и составов, к примеру, как смеси материалов, имеющих разную каталитическую активность, смеси катализаторов и относительно инертных или наполнительных материалов, инкорпорированных в экструдаты, паллеты или монолитные формы, или подобные. Диапазоны примерных каталитических форм и составов описаны в, к примеру, патентной заявке U.S. №13/901319, поданной 23 мая 2013 г., в полном объеме включено в настоящий документ посредством ссылки во всей полноте для всех целей.
[0102] Реакторные носители, используемые для проведения реакции ОКМ в системах реактора ОКМ изобретения, могут содержать один или более дискретных реакторных носителей, каждый из которых содержит материал катализатора ОКМ, гидравлически сообщающийся с источником метана и источником окислителя, как будет дополнительно описано в данном документе. Сырьевой газ, содержащий метан, может контактировать с материалом катализатора в условиях, подходящих для инициации и развития реакции в реакторе для катализации преобразования метана до этилена и других продуктов.
[0103] К примеру, система реактора ОКМ может содержать один или более ступенчатых носителей реактора, действующих при изотермических или адиабатических условиях, для проведения реакций ОКМ. Для адиабатических реакторных систем система реактора может содержать один, два, три, четыре, пять или более ступенчатых реакторных носителей, выстроенных последовательно и гидравлически сообщающихся так, что эффлюент или «газ-продукт» одного реактора направлялся, по меньшей мере частично, на впуск последующего реактора. Такие ступенчатые последовательные реакторы могут обеспечить более высокий выход процесса в целом, допуская каталитическое преобразование предварительно непрореагировавшего метана. Такие адиабатические реакторы в целом характеризуются отсутствием интегрированной системы термического управления, используемой для поддержки небольшого температурного градиента или его отсутствия по реактору. Без интегрированной системы управления температурой экзотермическая природа реакции ОКМ может привести к температурному градиенту по реактору, показывающему развитие реакции, при том, что температура на впуске может быть в диапазоне от около 400°С до около 600°С, а температура на выходе быть в диапазоне от около 700°С до около 900°С. Обычно такие температурные градиенты могут быть в диапазоне от около 100°С до около 500°С. В некоторых вариантах адиабатические реакторы устроены ступенчато, с межстадийной системой охлаждения для прохождения более полной каталитической реакции без получения крайних температур, к примеру, выше 900°С.
[0104] Во время работы метансодержащий сырьевой газ может быть введен через впускную сторону реакторного носителя, к примеру, первого реактора в системе ступенчатых реакторов. В реакторе метан может быть преобразован в углеводороды С2+, а также в другие продукты, как описано выше. По меньшей мере часть получаемого газового потока может быть охлаждена до подходящих температур и введена в последующую реакторную ступень для продолжения каталитической реакции. В некоторых вариантах эффлюент предыдущего реактора, который в некоторых вариантах может содержать непрореагировавший метан, может по меньшей мере частично обеспечить источник метана для последующего реактора. Источники окислителя и метана, которые отделены от непрореагировавшего метана из первой реакторной ступени, могут также обычно взаимодействовать на впуске каждого последующего реактора.
[0105] В некоторых вариантах реакторные системы могут содержать один или более «изотермических» реакторов, поддерживающих относительно низкий температурный градиент по длине и глубине всего реакторного слоя, к примеру, между впускящим газом и выходящим газ-продуктом, при помощи включения интегрированных температурных управляющих элементов, таких как системы охлаждения, контактирующих поверхностями теплообменников с реактором для удаления избыточного тепла, и поддерживающих нулевую разницу или незначительный температурный градиент между впускящими и исходящими потоками реактора. Обычно такие реакторы используют расплавленную соль или другие охладительные системы, действующие при температурах ниже 593°С. Как и в случае адиабатических систем, системы изотермических реакторов могут содержать один, два, три или больше реакторов, которые могут быть выполнены в последовательной или параллельной ориентации. Системы реакторов для проведения таких каталитических реакций также описаны в патентной заявке U.S. №13/900898, поданной 23 мая 2013 г., в полном объеме включено в настоящий документ посредством ссылки во всей полноте для всех целей.
[0106] Системы реакторов ОКМ обычно также содержат системы термического управления, выполненные для поддержания необходимого термического или температурного профиля на протяжении всей системы реакторов или отдельного реакторного носителя. В контексте систем адиабатических реакторов системы термического управления могут содержать, к примеру, теплообменники, размещенные до реакторов, за ними или между последовательными реакторами внутри всей системы для поддержания необходимого температурного профиля по одному или более реакторам. В контексте реакторов, проводящих экзотермические реакции, подобные ОКМ, такие системы термического управления также необязательно содержат системы управления для модуляции потока реагентов, к примеру, метансодержащих питающих газов и окислителя, в баки реакторов в ответ на обратную температурную связь для модуляции реакций для достижения термических профилей реакторов в пределах необходимых температурных диапазонов. Эти системы также описаны в патентной заявке U.S. №13/900898, в полном объеме включено в настоящий документ посредством ссылки во всей полноте для всех целей.
[0107] Для изотермических реакторов такие системы температурного управления могут содержать вышеизложенное, а также интегрированные компоненты теплообменников, такие как интегрированные теплообменники, встроенные в реакторы, такие как труба/корпус реактора/теплообменники, при том, что пустое пространство обеспечивается вокруг бака реактора или через которое проходит один или более реакторных баков или труб. Через пустое пространство может затем проходить теплоноситель, отводя тем самым тепло от отдельных труб реактора. Теплоноситель может затем быть направлен ко внешним теплообменникам для его охлаждения перед рециркуляцией в реактор.
[0108] В некоторых вариантах продукты систем реакторов ОКМ, интегрированные в обрабатывающее оборудование, передаются дополнительным компонентам процесса для получения высших углеводородов, к примеру, углеводородов С3+ из продуктов реакции ОКМ. В частности, углеводороды С2+, полученные из процесса реакции ОКМ, и которые необязательно включают процессы экстракции, описанные выше, или расположенные перед такими процессами экстракции, подлежат дополнительной обработки для преобразования углеводородов С2+, подобных этилену, в даже более высокомолекулярные углеводороды, такие как С3+, ГК, циклические углеводороды или линейные и цепочечные алканы, ароматические углеводороды. В некоторых вариантах, несмотря на описанный в целом выход системы реактора ОКМ, выход из отдельных реакторных ступеней может быть направлен на этапы обработки, включающие, к примеру, деметанизацию, при том, что отдельные соединения С2+ направляются в разные процессы, причем богатые метаном потоки проходят через последующие реакторные ступени. В результате эффективность обработки и реакционное равновесие могут быть хорошо управляемыми на протяжении нескольких этапов.
[0109] Для простоты изложения такие дополнительные обработки в целом описываются в данном документе как процессы «олигомеризации», хотя этот термин охватывает диапазон разных типов реакций. Подобным же образом блоки или системы обработки для проведения этих реакций в целом описываются в данном документе как «системы олигомеризации» или «блоки», хотя такая терминология включает диапазон разных реакций преобразования высших углеводородов из углеводородов С2, например, этана и этилена. Примеры таких реакций включают, к примеру; направленную олигомеризацию этилена, необязательно с последующей гидрогенизацией с созданием узких распределений линейных или цепочечных алканов, таких как бутаны, гексаны, октаны, деканы, додеканы, тетрадеканы и т.д., ненаправленную олигомеризацию этилена, необязательно с последующей гидрогенизацией с формированием широких распределений линейных или цепочечных алканов, таких как углеводороды с диапазоном С4-С16+, димеризацию этилена до бутена с последующей гидрогенизацией с формированием смеси ароматических углеводородов, алканов, алкиленов, номинально представляющих собой компоненты смешения бензинов, ненаправленную олигомеризацию этилена, необязательно с последующей гидрогенизацией с формированием смеси цепочечных, нецепочечных и циклических алканов, номинально являющихся компонентами дизельного или реактивного топлива, ненаправленную олигомеризацию этилена с формированием узких распределений ароматических углеводородов, таких как бензин, толуол, ксилон («БТК»), или бензин, толуол, этил-бензин, ксилон («БТЭК»), для использования в качестве химического сырья. В общем, множество из этих процессов олигомеризации использует каталитические реакции и реакторные системы для преобразования углеводородов С2+ в большие углеводороды. Природа и устройство олигомеризационного реактора и каталитической системы могут зависеть от конкретного типа необходимого продукта. В некоторых вариантах реализации изобретения реакция олигомеризации имеет место при гетерогенном катализаторе в неподвижном слое реактора (адиабатическом или изотермическом), хотя подходят также и способы и процессы для гомогенных катализаторов, и они могут быть использованы в сочетании таком как гетерогенный процесс димеризации этилена до бутена и гомогенный процесс для бутена до октенов. Множество таких процессов преобразования, могущих быть интегрированными в процессы, описанные в данном документе, также описаны в патентной заявке U.S. №61/734865, поданной 7 декабря 2012 г., в полном объеме включено в настоящий документ посредством ссылки во всей полноте для всех целей.
[0110] В некоторых вариантах выход дополнительных процессов, к примеру, процессов олигомеризации, может быть направлен через интегрированные операции блоков газоперерабатывающего оборудования, оборудования для крекинга или другого перерабатывающего оборудования. К примеру, процессы разделения могут быть равным образом применимы к продуктам олигомеризации, как и к продуктам ОКМ и продуктам крекинга. Далее, продукты олигомеризации могут быть направлены в предыдущие блоки обработки, включающих блоки собственно крекинга, для дополнительного крекинга линейных альфа-олефинов (ЛАО) или других высших углеводородов для получения более разнообразных продуктов.
[0111] Для простоты изложения, в дополнение к одному или более бакам реакторов и связанным с ними трубопроводам и проводникам, фраза «система реактора ОКМ» также обычно подразумевает элементы, допускающие интеграцию процесса ОКМ в имеющийся способ переработки газа или завод. Как таковые, такие системы реакторов ОКМ могут содержать теплообменники для поднятия температуры газового сырья для достижения подходящих температур для катализа, так и охлаждения газовых продуктов для достижения температур, требующихся для последующих этапов обработки. Аналогично, такие реакторные системы могут содержать компрессоры, насосы и прочие подобное оборудование, для приложения подходящего давления для доставки газового сырья или перерабатываемых потоков в реакторные системы и (или) потоков продуктов в другие блоки обработки, к примеру, блоки сепарации или фракционирования.
Разделения
[0112] Высшие углеводороды (С2+), созданные реактором ОКМ, могут быть интегрированы с (к примеру, быть поглощаемыми) обработкой углеводородов в соответствии с описанием выше. В некоторых вариантах интеграция с углеводородным процессом может использовать оборудование сепарации из углеводородного процесса, тем самым полностью устраняя или уменьшая количество сепарационного оборудования, требующего добавления компонента ОКМ к существующему углеводородному процессу. Но тем не менее, в некоторых вариантах разделение выполняют на потоке продукта ОКМ до его подачи в углеводородный процесс. Разделения могут достигать любого количества целей, включающих, но не ограничиваясь ими, соответствие состава потока продуктов ОКМ потоку углеводородного процесса, в который он интегрируется и (или) уменьшение объема потока (к примеру, частичным обогащением С2+). Также в данном документе приводятся процессы и системы для выполнения описанных способов.
[0113] Некоторые процессы разделения для извлекаемых из потоков продуктов ОКМ соединений С2+ включают использование криогенной сепарации, в соответствии с описанным в патентной заявке U.S. №13/739954 ("PROCESS FOR SEPARATING HYDROCARBON COMPOUNDS"), которая включена в настоящий документ посредством ссылки во всей полноте для всех целей. Однако криогенная сепарация может быть дорогой в результате своих высокоэнергетических потребностей, поэтому настоящее изобретение обеспечивает способы выполнения начального «чернового» разделения для удаления примесей и инертный соединений, концентрируя тем самым поток С2+ и эффективно уменьшать количество газа, поступающего в блок криогенной сепарации на единицу необходимого продукта, уменьшая тем самым стоимость криогенной сепарации. Такое черновое разделение может быть выгодным, если источником кислорода для реакции ОКМ является воздух.
[0114] Разделения могут быть выполнены в модуле сепарации, содержащим любое количество отдельных частей оборудования (операционных блоков), работающих вместе для достижения разделения. В некоторых вариантах сепарационный модуль имеет 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20 или более частей оборудования. Сепарационные блоки могут быть размещены последовательно, параллельно или комбинировано (к примеру, некоторые размещены последовательно, а другие - параллельно).
[0115] В варианте реализации изобретения способ извлечения углеводородов, имеющих два или более атомов углерода (С2+) из процесса окислительной конденсации метана (ОКМ) включает подачу потока продуктов ОКМ, содержащих углеводороды С2+, примеси и непрореагировавший метан. В некоторых вариантах поток продуктов ОКМ подается при помощи выполнения реакции ОКМ. В углеводороды С2+ может быть преобразовано любое количество подходящего метана (к примеру, по меньшей мере 1%, по меньшей мере 3%, по меньшей мере 5%, по меньшей мере 10%, по меньшей мере 20%)
[0116] Способ может затем включать выполнение разделения, обеспечивающего первый поток, содержащий примеси и (или) инертные компоненты, второй поток, богатый метаном, и третий поток, богатый соединениями С2+. Три потока могут подаваться при помощи выполнения сепарации. В некоторых вариантах сепарация включает адсорбцию при переменном давлении Способ может включать адсорбцию при переменной температуре (АПТ), охлаждение, сжатие и (или) вакуумную откачку третьего потока для конденсации углеводородов С2+. К примеру, способ включает АПТ, охлаждение, сжатие, вакуумную откачку, а затем охлаждение третьего потока для конденсации углеводородов С2+.
[0117] В некоторых вариантах второй поток поступает в реактор ОКМ, возвращая тем самым в оборот непрореагировавший метан. В некоторых вариантах второй поток сжигают или используют в качестве топлива в переработке углеводородов. Как описано в данном документе, тепло, создаваемое реактором ОКМ, может быть интегрировано с любой подходящей частью углеводородного процесса. В некоторых вариантах третий поток (содержащий углеводороды С2+) поступает в углеводородный процесс.
[0118] Третий поток может содержать любую подходящую большую часть примесей и (или)инертных компонентов (т.е., уменьшая количество веществ, поступающих в блок криогенной сепарации). В некоторых вариантах в первый поток разделяются около 60%, около 70%, около 80%, около 90% или около 95% примесей и (или) инертных компонентов, выходящих из реактора ОКМ. В некоторых примерах в первый поток разделяются по меньшей мере 60%, по меньшей мере 70%, по меньшей мере 80%, по меньшей мере 90% или по меньшей мере 95% примесей и (или) инертных компонентов, выходящих из реактора ОКМ. В некоторых вариантах примеси и (или) инертные компоненты поступают из воздуха. Примеси и (или) инертные компоненты могут быть любыми соединениями, но в некоторых вариантах содержат аргон (Ar), водород (H2), моноокись углерода (CO), двуокись углерода (CO2), воду (Н2О), азот (N2) или любое их сочетание.
[0119] Черновое разделение, описанное в данном документе, может уменьшить объемный расход третьего потока по сравнению с объемным расходом потока продуктов ОКМ. В некоторых вариантах реализации изобретения объемный расход третьего потока составляет около 5%, около 10%, около 15%, около 20%, около 30%, около 35%, около 40%, около 45%, или около 50% от объемного расхода потока продуктов ОКМ при постоянных температуре и давлении. В некоторых вариантах объемный расход третьего потока составляет не более чем около 5%, не более чем около 10%, не более чем около 15%, не более чем около 20%, не более чем около 30%, не более чем около 35%, не более чем около 40%, не более чем около 45%, или не более чем около 50% от объемного расхода потока продуктов ОКМ при постоянных температуре и давлении.
[0120] Фиг. 5 приводит пример процесса для выполнения сепарации (например, перед интеграцией с углеводородным процессом). В некоторых вариантах метан (к примеру, природный газ) 502 нагревают 504 и нагнетают в реактор ОКМ 506. Источник кислорода (к примеру, воздух) 508 также может быть нагрет 510 и нагнетен в реактор ОКМ. В некоторых вариантах природный газ и воздух нагревают в одном и том же нагревателе.
[0121] В некоторых вариантах продукты реактора ОКМ (к примеру, углеводороды С2+) сепарируются из эффлюента реактора ОКМ при помощи химической абсорбции. Пример химической абсорбции может быть получен при помощи обеспечения контакта газообразной смеси реакторного эффлюента с жидким или органическим раствором, содержащим металлические ионы (такие как медь и серебро), способные связываться с олефинами, содержащимися в реакторном эффлюенте. Олефины, содержащиеся в растворе, могут быть затем изъяты в операционном блоке подходящего исполнения (к примеру, насадочной или тарелочной колонны) при помощи уменьшения давления и (или) увеличения температуры.
[0122] Продукты, созданные реактором ОКМ (к примеру, углеводороды С2+), а также примеси, инертные компоненты (к примеру, углеводороды) и непрореагировавший метан, могут быть поданы в сепарационный модуль, содержащий один или более операционных блоков, как проиллюстрировано на пунктирной границе 512 В некоторых вариантах сепарационный модуль уменьшает последующее сжатие третьего потока на около 40%, около 50%, около 60%, около 70%, около 80% или около 90% по сравнению с криогенной сепарацией. В некоторых вариантах реализации изобретения сепарационный модуль уменьшает последующее сжатие третьего потока на по меньшей мере около 40%, по меньшей мере около 50%, по меньшей мере около 60%, по меньшей мере около 70%, по меньшей мере около 80%, по меньшей мере около 90%, по меньшей мере около 95%. Сепарационный модуль может снять необходимость в установке аминной очистки и (или) в блоках криогенной сепарации. Блок криогенной сепарации в некоторых вариантах может быть заменен меньшей холодильной установкой.
[0123] В некоторых вариантах сепарационный модуль содержит осушитель 514 и блок восстановления азота 516. Как показано в данном документе, продукты реактора ОКМ могут быть сначала поданы на осушитель 514, где удаляется вода 535. Может быть удалено любое подходящее количество воды, включая по меньшей мере 80%, по меньшей мере 90%, по меньшей мере 95%, по меньшей мере 99% или по меньшей мере 99,9%.
[0124] После осушителя 514 остальные компоненты могут быть поданы в блок восстановления азота (БВА) 516. БВА может быть любого типа этого операционного блока. В некоторых вариантах БВА представляет собой блок адсорбции при переменном давлении (АПД). БВА обычно отделяет углеводороды 518 (к примеру, метан и высшие углеводороды) от других газов, таких как примеси и инертные компоненты 520. Примеси и (или) инертные компоненты включают, не ограничиваясь ими, аргон (Ar), водород (Н2), моноокись углерода (СО), двуокись углерода (СО2) и азот (N2). В некоторых вариантах примеси и инертные компоненты включают некоторое количество непрореагировавшего метана (CH4). БВА 516 обычно удаляет основную часть примесей и инертных компонентов 520, однако некоторая часть примесей и инертных компонентов может быть удалена другими частями процесса (к примеру, в потоке 535). В некоторых вариантах БВА удаляет около 60%, около 70%, около 80%, около 90%, около 95%, около 97%, около 99% или около 99,5% примесей и инертных компонентов (к примеру, по сравнению с массовым расходом потока 520 с потоком 535). В некоторых вариантах реализации изобретения БВА удаляет по меньшей мере около 60%, по меньшей мере около 70%, по меньшей мере около 80%, по меньшей мере около 90%, по меньшей мере около 95%, по меньшей мере около 97%, по меньшей мере около 99% или по меньшей мере около 99,5% примесей и инертных компонентов.
[0125] Углеводородный поток 518 из БВА 516 может подаваться при помощи одного или более компрессоров 522. Компрессоры обычно требуют меньше места и (или) энергии, чем требовали бы при отсутствии сепарационного модуля 512 (т.е., из-за основной части примесей и инертных компонентов). В некоторых вариантах компрессоры составляют около 10%, около 20%, около 30%, около 40%, около 50%, около 60%, около 70% или около 80% размера, который имели бы в отсутствие сепарационного модуля. В некоторых вариантах компрессоры на около 10%, около 20%, около 30%, около 40%, около 50%, около 60%, около 70% или на около 80%, меньше по размеру, который имели бы в отсутствие сепарационного модуля. В некоторых примерах размеры компрессоров составляют от около 10% до около 60% размера, который требовался бы им в отсутствие сепарационного модуля. В некоторых вариантах компрессоры требуют около 10%, около 20%, около 30%, около 40%, около 50%, около 60%, около 70% или около 80% энергии, которую требовали бы в отсутствие сепарационного модуля. В некоторых вариантах компрессоры требуют на около 10%, около 20%, около 30%, около 40%, около 50%, около 60%, около 70% или на около 80% меньше энергии, чем требовали бы в отсутствие сепарационного модуля.
[0126] Сжатый поток углеводородов 524 может быть подан в холодильную установку 526. Холодильная установка может уменьшить температуру сжатых углеводородов так, чтобы один или более углеводородов сконденсировались. В некоторых вариантах температура уменьшается ступенчато, так, что конденсируется серия разных углеводородов в соответствии с их точками кипения. К примеру, углеводороды, имеющие три или более атомов углерода, могут сконденсироваться в первую очередь 528 (к примеру, при температуре ниже -42°С). Температура может опуститься далее, так, что сконденсируется 530 этан (C2H6). В некоторых вариантах температура уменьшается (за один или несколько этапов) так (например, менее чем -103°С), что конденсируется 532 этилен (C2H4).
[0127] В некоторых вариантах непрореагировавший метан 533 возвращают в реактор ОКМ 506, напрямую или через нагреватель 504. Примеси и инертные компоненты могут быть удалены из любой части процесса, включая охладительную установку 535.
[0128] Охладительная(ые) установка(и) обычно требует(ют) меньше места и (или) энергии, чем требовали бы при отсутствии сепарационного модуля 512 (т.е., из-за основной части примесей и инертных компонентов). В некоторых вариантах размеру охладительной установки составляет около 10%, около 20%», около 30%, около 40%, около 50%, около 60%, около 70% или около 80% от размера, который она имела бы в отсутствие сепарационного модуля. В некоторых вариантах охладительная установка на около 10%, около 20%, около 30%, около 40%, около 50%, около 60%, около 70% или на около 80%, меньше по размеру, который имела бы в отсутствие сепарационного модуля. В некоторых примерах размеры охладительной установки составляют от около 10% до около 60% размера, который требовался бы ей в отсутствие сепарационного модуля. В некоторых вариантах размеру охладительной установки составляет около 10%, около 20%, около 30%, около 40%, около 50%, около 60%, около 70% или около 80% от размера, который она имела бы в отсутствие сепарационного модуля. В некоторых вариантах потребление охладительной установки составляет менее чем около 10%, менее чем около 20%, менее чем около 30%, менее чем около 40%, менее чем около 50%, менее чем около 60%, менее чем около 70% или менее чем около 80% от энергии, которую она требовала бы в отсутствие сепарационного модуля.
[0129] Добавление в сепарационный модуль 512 слоя С2+ (к примеру, слоя отделения или концентрации), проиллюстрированное на Фиг. 5, может уменьшить требуемые размер и (или) энергопотребление охладительной установки и (или) блока криогенной сепарации. Слой С2+ может быть любым блоком, увеличивающим содержание соединений С2+ (к примеру, блоком адсорбции при переменном давлении (АПД), блоком адсорбции при переменной температуре (АПТ), мембранным сепаратором, блоком адсорбции поглотительным маслом, блоком адсорбцией серебром (Ag) и другими подобными). Настоящее изобретение обеспечивает использование адсорбции при переменном давлении (АПД) для концентрирования углеводородов, имеющих два атома углерода или более (С2+), в некоторых вариантах между двумя и пятью атомами углерода (С2-5).
[0130] В варианте реализации изобретения способ концентрирования углеводородов, имеющих два или более атомов углерода (С2-5), включает подачу флюида (к примеру, потока продуктов ОКМ), включающего соединения С2+, в некоторых вариантах соединения С2-5, в бак при первом давлении. Бак может содержать адсорбирующую среду.
[0131] Адсорбирующая среда может быть любой средой, подходящей для выполнения АПД. В некоторых вариантах среда представляет собой молекулярное сито. Среда может представлять микропористый материал, который может выборочно адсорбировать газы и (или) жидкости. В некоторых вариантах она представляет собой синтетические цеолиты, такие как кристаллические металлические алюмосиликаты. Среда может иметь любой подходящий размер пор, включая около 1 ангстрема, около 2 ангстрем, около 3 ангстрем, около 4 ангстрем, около 5 ангстрем, около 6 ангстрем, около 7 ангстрем, около 8 ангстрем, около 9 ангстрем, или около 10 ангстрем. В некоторых вариантах среда имеет размер пор не более чем около 1 ангстрема, не более чем около 2 ангстрем, не более чем около 3 ангстрем, не более чем около 4 ангстрем, не более чем около 5 ангстрем, не более чем около 6 ангстрем, не более чем около 7 ангстрем, не более чем около 8 ангстрем, не более чем около 9 ангстрем, или не более чем около 10 ангстрем. В некоторых вариантах среда имеет размер пор по меньшей мере около 1 ангстрема, по меньшей мере около 2 ангстрем, по меньшей мере около 3 ангстрем, по меньшей мере около 4 ангстрем, по меньшей мере около 5 ангстрем, по меньшей мере около 6 ангстрем, по меньшей мере около 7 ангстрем, по меньшей мере около 8 ангстрем, по меньшей мере около 9 ангстрем, или по меньшей мере около 10 ангстрем.
[0132] В других вариантах адсорбент может быть выполненным подходящим для химического связывания с выбранными компонентами реакторного эффлюента. К примеру, адсорбент может содержать конкретные металлы (такие как медь или серебро), так, чтобы связываться с олефинами реакторного эффлюента.
[0133] Далее, давление в баке изменяется до второго давления. Первое давление может быть выше, чем второе давление, или второе давление может быть выше, чем первое давление. Способ может также включать циклирование двух или более давлений, или изменение любым подходящим образом, таким, что соединения С2+ (к примеру, С2-5) разделяются. Например, давление может увеличиваться при помощи компрессора. Например, давление может уменьшаться при помощи насоса.
[0134] К примеру, давление может быть увеличено для получения движущей силы, перемещающей соединения С2+ в адсорбирующую среду. Давление может быть уменьшено для десорбции соединений С2+ из адсорбирующей среды. АПД может работать для предотвращения адсорбции или десорбции одного или нескольких видов по сравнению с другими видами. К примеру, адсорбирующая среда может быть выбрана так, чтобы с изменением давления соединения С2+ адсорбировались в нее или десорбировались из нее, в то время как другие виды, такие как соединения не-C2+ (к примеру, N2, О2, Н2О) не адсорбировались или десорбировались адсорбирующей средой.
[0135] В некоторых вариантах поток продуктов из реактора ОКМ направляют в блок АПД при первом давлении (Р1). Далее, давление изменяется от первого давления до второго давления (Р2) для выборочного отделения соединений С2+ в потоке продукта от соединений не-C2+. Давление может быть выбрано так, что соотношение между первым и вторым давлениями (Р2/Р1) равно по меньшей мере около 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90, 100, 1000, 10000 или 100000.
[0136] Далее, соединения С2+ возвращают из бака. Соединения С2+ могут содержать этан, этилен, пропан, пропилен, бутан или более высокие по углероду углеводороды, или любое их сочетание. В некоторых примерах соединения С2+ представляют собой соединения С2-5.
[0137] В варианте реализации изобретения способ восстановления углеводородов, имеющих два или более атомов углерода (С2+) из процесса окислительной конденсации метана (ОКМ) включает осушение газового продукта из реактора ОКМ, выполнение адсорбции с переменным давлением (АПД) для отделения соединений С2+ от метана и примесей, отделение метана от примесей, и возвращение метана в реактор ОКМ.
[0138] В примере процесса, проиллюстрированного на Фиг. 6, где одинаково пронумерованные элементы представляют одинаковые детали и (или) потоки материалов, по сравнению с Фигурой 5 сепарационный модуль может содержать слой С2+ 602. Слой С2+ может быть сепарационным и (или) концентрационным слоем. В некоторых вариантах слой C2+ представляет собой блок адсорбции при переменном давлении (АПД).
[0139] В некоторых вариантах слой С2+ восстанавливает высокую долю соединений С2+, созданных реактором ОКМ 506. К примеру, слой С2+ может восстановить около 75%, около 80%, около 85%, около 90%, около 95%, около 97%, около 99%, около 95,5% или около 99,9% соединений С2+, созданных реактором ОКМ. В некоторых вариантах слой С2+ восстанавливает по меньшей мере около 75%, по меньшей мере около 80%), по меньшей мере около 85%, по меньшей мере около 90%, по меньшей мере около 95%, по меньшей мере около 97%, по меньшей мере около 99%, по меньшей мере около 95,5% или по меньшей мере около 99,9% соединений С2+, созданных реактором ОКМ.
[0140] В некоторых вариантах слой С2+ восстанавливает соединения С2+ при их высоком содержании. К примеру, поток, обогащенный соединениями С2+, может содержать около 20%, около 30%, около 40%, около 50%, около 60%, около 70%, около 80%, около 90%, или около 95%, соединения С2+ по массе. К примеру, поток, обогащенный соединениями С2+, может содержать по меньшей мере около 20%, по меньшей мере около 30%, по меньшей мере около 40%, по меньшей мере около 50%), по меньшей мере около 60%, по меньшей мере около 70%, по меньшей мере около 80%, по меньшей мере около 90%, или по меньшей мере около 95%, соединения С2+ по массе.
[0141] Поток, содержащий восстановленные соединения С2+ 604 может быть подан в компрессор 522 и холодильную установку 526 для фракционирования в соответствии с описанием в данном документе. Поток, обедненный соединениями С2+ 606 может быть подан в блок восстановления азота (БВА) в соответствии с описанием в данном документе. Как проиллюстрировано на Фиг. 6, БВА 516 может восстановить непрореагировавший метан и подать его в компрессор 608. Компрессор может увеличить давление до любого подходящего давления (к примеру, давления реактора ОКМ 506). В некоторых вариантах компрессор поднимает давление от около 10 до около 20 ф/кв. дюйм. Сжатый метан может быть извлечен в реактор ОКМ 506.
[0142] Включение слоя С2+ 602 в сепарационный модуль 512 может еще более уменьшить требования к размеру и энергопотреблению холодильной установки 526 (т.е., холодильная установка, проиллюстрированная на Фиг. 6, может быть меньше и (или) требовать меньше энергии, чем холодильная) установка, проиллюстрированная на Фиг. 5). Дальнейшее уменьшение размера и (или) энергопотребления холодильной установки может произойти в результате удаления непрореагировавшего метана из обогащенного соединениями С2+ потока 604 и (или) удаления большей части (например, по меньшей мере, 80%, по меньшей мере, 90%, или, по меньшей мере, 95%) примесей и (или) инертных компонентов из обогащенного соединениями С2+ потока 604.
[0143] В некоторых вариантах размер охладительной установки составляет около 0,5%, около 1%, около 2%, около 3%, около 4%, около 5%, около 6%, около 7%, около 8%, около 10%, около 12%, около 15%, или около 20% от размера, который она имела бы в отсутствие сепарационного модуля. В некоторых вариантах размер охладительной установки менее чем около 0,5%, менее чем около 1%, менее чем около 2%, менее чем около 3%, менее чем около 4%, менее чем около 5%, менее чем около 6%, менее чем около 7%, менее чем около 8%, менее чем около 10%, менее чем около 12%, менее чем около 15%, или менее чем около 20% от размера, который она имела бы в отсутствие сепарационного модуля. В некоторых примерах размеры охладительной установки составляют от около 2% до около 5% размера, который требовался бы ей в отсутствие сепарационного модуля.
[0144] В некоторых вариантах охладительная установка требует на около 0,5%, около 1%, около 2%, около 3%, около 4%, около 5%, около 6%, около 7%, около 8%, около 10%, около 12%, около 15%, или около 20% меньше энергии, которую она требовала бы в отсутствие сепарационного модуля. В некоторых вариантах потребление охладительной установки составляет менее чем около 0,5%, менее чем около 1%, менее чем около 2%, менее чем около 3%, менее чем около 4%, менее чем около 5%, менее чем около 6%, менее чем около 7%, менее чем около 8%, менее чем около 10%, менее чем около 12%, менее чем около 15%, или менее чем около 20% от энергии, которую она бы требовала в отсутствие сепарационного модуля.
[0145] В некоторых вариантах сепарация не дает полностью очищенный поток продуктов. Состав потока продуктов ОКМ может быть настроен с использованием способов разделения, описанных в данном документе. В некоторых вариантах поток продуктов ОКМ настраивают для большего соответствия состава потока углеводородного процесса, в который интегрирован поток продуктов ОКМ.
[0146] В варианте реализации изобретения способ интеграции процесса окислительной конденсации метана (ОКМ) с углеводородным процессом включает выполнение реакции ОКМ на потоке сырья, содержащего метан, для получения потока продуктов, содержащего соединения C2+, выполнение разделения потока продуктов для получения обогащенного потока и направление обогащенного потока в углеводородный процесс. Углеводородный процесс представляет собой, без ограничения, переработку нефти, процесс переработки газоконденсата (ГК) или крекинг.
[0147] В некоторых вариантах обогащенный поток не содержит обедненных соединений С2+. Таким образом, содержание соединений С2+ может быть 10 масс. %, около 20 масс. %, около 30 масс. %, около 40 масс. %, около 50 масс. %, около 60 масс. %, около 70 масс. %, около 80 масс. % или около 90 масс. %. В некоторых вариантах содержание соединений С2+ менее чем около 10 масс. %, менее чем около 20 масс. %, менее чем около 30 масс. %, менее чем около 40 масс. %, менее чем около 50 масс. %, менее чем около 60 масс. %, менее чем около 70 масс. %, менее чем около 80 масс. % или менее чем около 90 масс. %.
[0148] Обогащенный поток может быть в большей степени обогащен соединениями С2+, чем поток продуктов ОКМ. В некоторых вариантах соотношение содержания соединений С2+ в обогащенном потоке к потоку продукта ОКМ около 1,1, около 1,3, около 1,5, около 2, около 3, около 3,5, около 4, около 4,5, около 5, около 6, около 8, около 10, около 15, около 20 или около 50. В некоторых вариантах соотношение содержания соединений С2+ в обогащенном потоке к потоку продукта ОКМ по меньшей мере около 1,1, по меньшей мере около 1,3, по меньшей мере около 1,5, по меньшей мере около 2, по меньшей мере около 3, по меньшей мере около 3,5, по меньшей мере около 4, по меньшей мере около 4,5, по меньшей мере около 5, по Меньшей мере около 6, по меньшей мере около 8, по меньшей мере около 10, по меньшей мере около 15, по меньшей мере около 20 или по меньшей мере около 50.
[0149] Черновое разделение может быть использовано для примерного соответствия состава потока продуктов ОКМ составу потока углеводородов, в который он интегрируется. Выполнение чернового разделения может дать так, что при интегрировании с ОКМ настраивать операционные параметры углеводородного процесса не требуется. Поток продуктов ОКМ может содержать разнообразные соединения С2+, примеси, инертные компоненты и непрореагировавший метан в любом их сочетании, которое может приблизительно соответствовать содержанию углеводородного потока, в которой который интегрирован поток продуктов ОКМ. В некоторых вариантах одно или более концентраций соответствуют на около 0,5%, около 1%, около 2%, около 5%, около 7%, около 10%, около 15%, Около 20%, около 30%, около 40% или около 50%. В некоторых вариантах одно или более концентраций соответствуют в пределах не более 0,5%, в пределах не более 1%, пределах не более 2%, пределах не более 5%, пределах не более 7%, пределах не более 10%, пределах не более 15%, пределах не более 20%, пределах не более 30%, пределах не более 40% или пределах не более 50%.
[0150] В некоторых вариантах реакция ОКМ происходит при температуре на впуске в диапазоне от 400°С до 600°С. Способ может также включать подачу обогащенного потока в углеводородный процесс, такой как переработка нефти, процесс переработки газоконденсата (ГК) или крекинг.
[0151] В варианте реализации изобретения способ интеграции процесса окислительной конденсации метана (ОКМ) с углеводородным процессом включает выполнение реакции ОКМ на потоке сырья, содержащего метан, для получения потока продуктов, содержащего соединения С2+, выполнение разделения потока продуктов для обогащения соединениями С2+ и получения обогащенного потока; и подачу обогащенного потока в углеводородный процесс в точке углеводородного процесса, при том, что содержание соединений С2+ приблизительно соответствует содержанию соединений С2+ в обогащенном потоке. В некоторых вариантах углеводородный процесс представляет собой переработку нефти, процесс переработки газоконденсата (ГК) или крекинг.
[0152] В варианте реализации изобретения способ интеграции процесса окислительной конденсации метана (ОКМ) с углеводородным процессом включает выполнение реакции ОКМ на потоке сырья, содержащего метан, для получения потока продуктов, содержащего соединения С2+ и примеси, выполнение разделения потока продуктов для удаления примесей с получением очищенного от примесей потока; и подачу в точке, где обогащенного потока в углеводородный процесс в точке углеводородного процесса, где содержание примесей отличается от содержания примесей в обогащенном потоке менее чем на 10%, В некоторых вариантах углеводородный процесс представляет собой переработку нефти, процесс переработки газоконденсата (ГК) или крекинг.
Интеграция с нефтепереработкой
[0153] Нефтеперерабатывающий или нефтеочистительный завод представляет собой промышленный перерабатывающий завод, где сырая нефть перерабатывается и в более пригодные к использованию продукты, такие как лигроин, бензин, дизельное топливо, асфальтовое основание, мазут, керосин и сжиженный нефтяной газ. Нефтеперерабатывающие заводы обычно большие, раскинувшиеся промышленные комплексы, пронизанные развитым трубопроводным транспортом, несущим потоки флюидов между большими блоками химической обработки. Во многих отношениях нефтеперерабатывающие заводы используют многое из технологии химических заводов, или могут представлять собой его тип. Исходную сырую нефть, как правило, перерабатывают на нефтеперерабатывающих заводах. Оно обычно представляет собой нефтехранилище (резервуарную станцию) рядом с установками нефтепереработки для хранения поступающей исходной сырой нефти, а также жидких нефтепродуктов.
[0154] Процесс ОКМ может быть интегрирован с нефтепереработкой любым подходящим способом, таким как извлечение из любого метансодержащего потока и подача соединений С2+ в процесс нефтепереработки в любом месте потока, содержащим или имеющим возможность принять соединения С2+, и (или) передачу тепла между процессом ОКМ и нефтепереработкой.
[0155] В некоторых вариантах нефтепереработка создает «отходящий газ», содержащий метан, который может быть преобразован до соединений С2+ в процессе ОКМ. В некоторых вариантах отходящий газ сжигают в печи или в другой системе обрабатывающего оборудования, к примеру, для получения теплоты, или сжигают бесцельно на нефтеперерабатывающем заводе. Интеграция нефтепереработки с процессом ОКМ обеспечивает возможность для нефтепереработки для компенсации дополнительной стоимости с нефтяного сырья при помощи возврата стоимости того, что обычно считающимся мусорным газом или малоценным компонентом, к примеру, газовым топливом.
[0156] Фиг. 7 представляет собой схематическую иллюстрацию примера нефтепереработки. Дополнительные детали можно найти в «Petroleum Refining in Nontechnical Language, 4th Edition» за авторством William Leffler, опубликованной 13 ноября 2008 г., содержание которой включено в данный документ посредством ссылки во всей полноте. Как показано, нефтяное сырье 700 может быть разделено между колонкой разгонки 702 и установкой висбрейкинга 704 Колонка разгонки может питать установку висбрейкинга и блок каталитического крекинга (БКК) 706. Установка висбрейкинга может уменьшить количество нефтяного остатка, создаваемого дистилляцией сырой нефти, и увеличить выход средних дистиллятов (к примеру, с помощью термического крекинга больших углеводородных молекул нагреванием в печи для уменьшения вязкости и получения небольшого количества легких углеводородов). БКК может преобразовать высокомолекулярные углеводородные фракции (к примеру, молекулярная масса в диапазоне от 200 до 600 г/моль) в низкомолекулярные бензин, газообразные олефины и другие продукты. В некоторых вариантах БКК представляет собой жидкостный каталитический крекер, принимающий материалы, имеющие начальную точку кипения в 340°С и выше. Часть материалов из БКК может быть подана в блок алкиляции 708. В некоторых вариантах блок алкиляции преобразует изобутан и низкомолекулярные алкилены (к примеру, пропен и бутен) в присутствии сильного кислотного катализатора. Установка для разделения сырой нефти может также создавать остаточное топливо 730.
[0157] Материал, поступающий в блок дистилляции 710, может быть получен из нефти 700 или ее производных. Высокомолекулярные соединения из блока дистилляции 710 могут быть поданы в БКК. Среднекипящие компоненты, которые могут быть получены в виде разнообразных фракций, могут быть преобразованы в дистиллятное топливо 712 и реактивное топливо 714, к примеру. В некоторых вариантах фракции гидроочищены 716 (к примеру, для удаления серы). Фиг. 7 иллюстрирует два гидроочистителя 716 (т.е., один для дистилляции топлива 712 и другой - для реактивного топлива 714), но возможно любое их количество. Соединения, кипящие при более низкой температуре в дистилляционной колонне, могут быть поданы в делитель 716, разделяющий поступающий поток между риформинговой установкой 718 и изомеризатором 720. В некоторых вариантах риформинговая установка, также известная как каталитический риформер, преобразует нефть, обычно имеющую низкое октановое число, в высокооктановый жидкий продукт, называемый реформатом, компонентом бензина 722. В некоторых вариантах изомеризатор преобразует линейные молекулы в высокооктановые ветвистые молекулы для разбиения на газолин или сырье для блока алкиляции.
[0158] Газы из блока(ов) дистилляции 710 могут быть поданы в газогенераторную установку 724. Газогенератор может создавать, среди прочих вещей, сернистый газ 726 и газовое топливо 728.
[0159] Фиг. 8 иллюстрирует схематический чертеж примерного газогенератора 724. Газ 800 может быть подан в компрессор 802, находящийся после фазового сепаратора 804. Фазы из фазового сепаратора могут быть разделены между абсорбером 806 и дебутанизатором 808. Некоторая часть материала из дебутанизатора может быть возвращена в абсорбер 806, а некоторая может быть направлена в депропанизатор 810. Депропанизатор может создавать пропановую фракцию 812 и подавать бутан на дебутанизатор 814. Дебутанизатор может делить поступающий поток бутана на фракции изобутана 816 и н-бутана 818. Абсорбер 806 может также подавать низкомолекулярные газы (С2-) в губчатый абсорбер 820. В некоторых вариантах реализации изобретения газы С2- 822 интегрируются с процессами ОКМ и ОДГ в соответствии с описанием данного документа.
[0160] Фиг. 9 иллюстрирует пример интеграции процесса ОКМ 900 с газогенератором 724 нефтепереработки. Метан может быть подан из геологических и (или) биологических источников 902 (к примеру, природный газ) и (или) из газогенератора 904 или другой подходящей части нефтепереработки. В некоторых вариантах продукт ОКМ 906 подают в газогенератор 724, где он может быть разделен на одну или более фракций. В некоторых вариантах разделение выполняют перед тем, как поток продуктов ОКМ будет подан в газогенератор (не показано). В некоторых вариантах расширенную двуокись углерода из газогенератора 908 используют для увеличения нефтеотдачи пласта (УНО). Фиг. 10 иллюстрирует пример интеграции процесса ОКМ с газогенератором в более детально, где одинаково пронумерованные элементы означают то же самое, что описано на Фиг. 8 и 9.
[0161] В некоторых вариантах реализации изобретения процессы ОКМ, ОДГ и (или) олигомеризации этилена (ETL), описанные в данном документе, интегрированы с нефтепереработкой. Фиг. 11 иллюстрирует дополнительные примеры такой интеграции с газогенератором 724. Пропан 1100 может быть извлечен из газогенератора и пропущен через процесс ОДГ 1102 для получения пропилена. Пропилен 1104 может быть отделен от непрореагировавшего пропана 1106 в сепараторе 1108. Поток непрореагировавшего пропана 1106 может быть иначе возвращен в реактор ОДГ 1102 Поток непрореагировавшего пропана 1106 может быть иначе использован в качестве разбавителя для реактора ETL (не показан). Некоторая часть пропилена 1110 может быть подана блок алкиляции 708. В некоторых примера реактор ETL (не показан) может создавать бутан (к примеру, изобутан, н-бутан или их комбинация), который может быть подан в блок алкиляции 708. В некоторых вариантах количество пропилена, подаваемого в блок алкиляции, больше, чем должно быть в случае отсутствия интеграции ОКМ, ОДГ и (или) ETL. Альтернативно, если эффлюент ОКМ подвергают разделению за счет газогенератора, как описано выше, отделяемый водород может быть подан в блоки гидроочистки 716.
[0162] В некоторых вариантах процессы ОКМ, ОДГ и (или) ETL создают газы (к примеру, продукты, со-продукты, непрореагировавшие газы и (или) газы, вносимые из воздуха, использующегося в качестве окислителя). Эти газы могут быть разделены в газогенераторе. Как проиллюстрировано на Фиг. 11, водород (Н2) из газогенератора 1112 может быть подан в один или более гидроочистительных блоков 716. В некоторых вариантах водород имеется в большем количестве, чем должно было бы иметься в случае отсутствия интеграции ОКМ, ОДГ и (или) ETL.
[0163] Как описано в данном документе, нефтепереработка может создавать смесь ароматических углеводородов, в общем случае известных как ВТК (бензин, толуол, ксилон). Фиг. 12 иллюстрирует пример блока извлечения ароматических углеводородов, который представляет собой процесс восстановления БТК из нефтепереработки. Углеводороды, содержащие БТК 1200 (к примеру, прямогонный бензин и (или) реформат) могут быть поданы в первый разделительный блок 1202, удаляющий углеводороды, которые легче, чем бензин (т.е., имеющие меньшую молекулярную массу и (или) меньшую точку кипения) 1204. Оставшийся материал может быть подан во второй разделительный блок 1206, удаляющий углеводороды тяжелее толуола (т.е., имеющие большую молекулярную массу и (или) высокую точку кипения) 1208. Оставшийся материал из второго разделительного блока () может быть подан в блок извлечения ароматических углеводородов 1210. Блок извлечения ароматических углеводородов 1210 может отделять основную фракцию на БТК 1212 и бензин-рафинат 1214. В некоторых вариантах бензин-рафинат является допустимым компонентом смешения с газолином.
[0164] В некоторых вариантах реализации изобретения процессы олигомеризации этилена («ETL»), или процессы ОКМ и ETL, и (или) процессы ОДГ и ETL, описанные в данном документе, интегрированы с нефтепереработкой (к примеру, нефтепереработкой, содержащей блок извлечения ароматических углеводородов). Фиг. 13 иллюстрирует нефтепереработку и блоком извлечения ароматических углеводородов 1300 для получения БТК 1302 (с побочным продуктом бензином-рафинатом 1304, являющимся примером подходящего для смешения с газолином). В некоторых вариантах реализации изобретения блок извлечения ароматических углеводородов дополняют углеводородами из интегрированных процессов ОКМ, ОДГ и (или) ETL.
[0165] Как проиллюстрировано на Фиг. 13, этан 1306 может быть изъят из газогенератора 724 и преобразован в этилен в реакторе ОДГ 1308. Сепарационный модуль 1310 может отделить этилен от непрореагировавшего метана 1312. В некоторых вариантах в сепарационный модуль 1310 подают дополнительный этилен 1320. Этилен может быть подан в процесс олигомеризации этилена (ETL) 1314 для преобразования в более высокомолекулярные углеводороды (С2+). Высокомолекулярные углеводороды могут быть переданы в блок сепарации ETL 1316, где пропан и бутан 1318 необязательно возвращают в газогенератор или блок алкиляции. Другие фракции из блока сепарации ETL могут быть смешаны с бензином 722 или поданы в блок восстановления ароматических углеводородов 1300.
[0166] Экзотермические реакции могут быть обнаружены в одном или более блоков ОКМ, ОДГ и ETL. Реакционное тепло может быть использовано для получения пара, часть которого может быть использована для обеспечения тепла или для получения энергии для самих блоков ОКМ, ОДГ и ETL. Оставшаяся часть пара может быть подана в нефтеперерабатывающее оборудования или может быть использована для получения энергии, отправляемой за границы батареи блоков ОКМ, ОДГ и ETL.
[0167] Разные фигуры, иллюстрирующие интеграцию с нефтепереработкой, являются лишь иллюстративными и не носят ограничивающий характер. Дополнительные варианты реализации изобретения могут быть легко созданы комбинированием примером, иллюстрированных на Фиг. с 7 по 13. В некоторых примерах термическая энергия и (или) электричество могут быть интегрированы с нефтепереработкой (к примеру, тепло из экзотермической реакции ОКМ может быть передано в любое место нефтепереработки, требующее тепла).
Интеграция с переработкой природного газа.
[0168] По сравнению с сырой нефтью природный газ в настоящее время имеет относительно избыточное предложение, в частности, доступное в местах, таких как Северная Америка. При взгляде на национальный уровень, газовые запасы в Соединенных Штатах в настоящее время среди наибольших в мире, обеспечивая не только высокоценный природный ресурс, но и потенциал для большой энергонезависимости страны. Разработка этих запасов, однако, может создать проблемы, отличные от проблем нефтяной промышленности. В некоторых вариантах крупномасштабная транспортировка природного газа обычно решается при помощи трубопроводов, которые могут создать дорогостоящие инфраструктурные потребности. Дальние газопроводы обычно требуют постоянного и предсказуемого качества газа для экономического и безопасного функционирования. К примеру, плотность энергии и давление пара в газе, перемещаемом на большие расстояния, как правило, обязаны подпадать под заданные спецификации. В результате газовая промышленность прибегает к сооружению обрабатывающих станций, близких к газовым месторождениям, на которых поступающий сырой природный газ, содержащий примеси, такие как СО2, N2, воду, обычные соединения, такие как тяжелые металлы, и ценные компоненты, включающие С1, С2, С3, С4, и С5+, разделяют на более удобные в обращении газы и жидкости, которые можно, к примеру, транспортировать за меньшую стоимость и более подходящими средствами, к примеру, трубопроводами общего пользования, железнодорожным транспортом, автомобильным и т.д.
[0169] Такие станции обычно получают природный газ, который, в зависимости от источника газа, обычно включает смесь разного количества метана, высших углеводородов (к примеру, С2+), водяного пара, сероводорода (H2S), двуокиси углерода, гелия, азота и других соединений.
[0170] Обработка природного газа обычно включает отделение разных примесей, высших углеводородов и жидкостей от газа для получения сухого природного газа, того, что обычно называют «трубопроводного качества», подготовленного к трубопроводной транспортировке газа. Основные транспортные трубопроводы обычно налагают ограничения на состав природного газа, допустимый для трубопровода. Это означает, что перед тем, как природный газ может быть транспортирован, он должен быть соответствующим образом обработан для соответствия требованиям трубопровода. Этан, пропан, бутан, пентан и другие высшие углеводороды, удаляемые из этого природного газа, в целом известны как газоконденсат (ГК). ГК может быть ценным побочным продуктом обработки природного газа, и поэтому также обычно извлекается на этих станциях. ГК может содержать этан, пропан, бутан, изобутан и природный бензин. Эти ГК обычно продаются отдельно от подготовленного к трубопроводной транспортировке газа и могут использоваться по-разному; включая использование в качестве сырья для нефтепереработки или нефтехимических заводов, и как источника энергии, причем другие отделенные компоненты используются иначе, к примеру для улучшения нефтеотдачи пластов.
[0171] В то время как некоторая часть необходимой переработки может быть выполнена поблизости от газовой скважины (полевая обработка), как отмечено в данном документе, полная обработка природного газа обычно имеет место на одном или более перерабатывающих заводов, обычно размещенных в пределах газодобывающей области. Извлеченный природный газ может быть транспортирован на эти заводы по сети сборных трубопроводов, имеющих обычно небольшой диаметр и низкое давление. Комплексная сборная система может содержать тысячи километров труб, объединяющих перерабатывающие заводы и свыше 100 скважин в области.
[0172] В дополнение к переработке, заканчивающейся у устья скважины, и на централизованных перерабатывающих заводах, определенная дополнительная переработка выполняется на промежуточных извлекающих заводах («straddle extraction plants»). Эти заводы обычно размещены на главных трубопроводных системах. Хотя природный газ, приходящий на эти заводы, обычно уже имеет трубопроводное качество, в некоторых вариантах он может продолжать содержать небольшие количества ГК или других примесей, которые могут быть извлечены на промежуточных заводах.
[0173] Практика обработки природного газа до трубопроводных уровней чистоты может быть довольно комплексной, но обычно использует четыре основных процесса удаления разных примесей; съем нефти и конденсата, удаление воды, абсорбционная осушка гликолем и осушка твердым адсорбентом. В дополнение к этим четырем процессам, также часто устанавливают нагреватели и скрубберы, обычно возле или неподалеку от устья скважины. Скрубберы служат главным образом для удаления песка и других примесей крупных частиц. Нагреватели могут дать возможность температуре газа не падать слишком низко (к примеру, так, чтобы не было нежелательной конденсации воды). У природного газа, содержащего даже небольшие количества воды, при температурных скачках есть тенденция формирования природных газогидратов. Эти гидраты обычно представляют собой твердые или полутвердые соединения, похожие на льдоподобные кристаллы, и их накопление может затруднить проход природного газа через клапаны и накопительные системы. Для уменьшения образования гидратов вдоль сборного трубопровода, где только могут формироваться гидраты, обычно устанавливают небольшие газопламенные нагревательные элементы.
[0174] Как описано выше, природный газ, проходящий напрямую из скважины, может содержать много природного газоконденсата, который в общем случае удаляется. Основная часть ГК удаляется для достижения соответствия общих трубопроводных спецификаций, часто относящихся к требованию удаления. При появлении к ГК значительной экономической ценности как у отдельного продукта может стать экономически выгодным удалять более чем минимальное количество ГК, содержащегося в газовом потоке; этот сценарий часто относится к отдельной скважинной разработке. Удаление газоконденсата обычно имеет место на относительно централизованных перерабатывающих заводах, и использует технику, похожую на ту, которая используется для дегидратации природного газа. В целом имеется два основных этапа обработки газоконденсатов в потоке природного газа. Во-первых, из природного газа удаляются конденсаты. Во-вторых, данные газоконденсаты разделяются сами по себе, до их базы или более чистых компонентов.
Интеграция с добычей ГК
[0175] ГК первоначально могут быть извлечены из потока природного газа. В обычной газопереработке имеется две принципиальных техники удаления ГК из потока природного газа: метод абсорбции и обработка криогенным детандером. В соответствии с Обществом переработчиков газа эти два процесса в настоящее время относятся к около 90% общего производства газоконденсатов.
[0176] При абсорбции ГК абсорбирующее масло, имеющее афинность к ГК, обычно используется таким же образом, как гликоль (имеющий афинность к воде, когда используется в процессе обезвоживания). Перед тем, как абсорбционное масло соберет любые ГК, оно в целом называется «обедненное» (десорбированное) абсорбционное масло. В некоторых вариантах, по мере того, как природный газ проходит через абсорбционную колонну, он приходит в контакт с абсорбционным маслом, которое впитывает или абсорбирует большую долю ГК. «Богатое» абсорбционное масло, теперь содержащее ГК, может покинуть абсорбционную колонну через низ. Теперь это обычная смесь абсорбционного масла, пропана, бутана, пентана и других тяжелых углеводородов. Богатое масло может быть подано в маслоотделитель, при том, что смесь может быть нагрета до температуры выше точки кипения ГК, но ниже точки кипения масла. Этот процесс, как правило, позволяет восстановить около 75% бутанов и от 85 до 90% пентанов и тяжелых углеводородов из потока природного газа.
[0177] Основной процесс абсорбции, описанный выше, может быть изменен для привлечения большей эффективности или для цели экстракции конкретных ГК, к примеру. В способе маслоабсорбции с охлаждением, когда десорбированное масло охлаждают с помощью холодильной установки, восстановление пропана может быть более 90% в некоторых вариантах, и в некоторых вариантах может быть извлечено около 40% этана из потока природного газа. Извлечение других, тяжелых ГК при использовании этого процесса может быть близко к 100% (к примеру, по меньшей мере 90%, по меньшей мере 95%, по меньшей мере 99% или по меньшей мере 99,9%)
[0178] Криогенный процесс экстракции может также использоваться для экстракции ГК из природного газа, и используется сегодня более широко. В то время, как способы абсорбции могут извлечь большую часть тяжелых ГК (к примеру, по меньшей мере 95%), более легкие углеводороды, такие как этан, часто более сложны для извлечения из потока природного газа. В некоторых вариантах, экономичнее является просто оставить более легкие ГК в потоке природного газа. Однако если экономичнее является все же извлечь этан и другие легкие углеводороды, для высокой степени извлечения могут быть использованы криогенные процессы. В некоторых вариантах криогенных процессы включают сброс температуры газового потока до около -120°F. В некоторых вариантах сконденсированный ГК затем транспортируется в последующие процессы обработки, в то время как газовые компоненты (к примеру, метан, азот и другие газы) извлекаются в газовой форме.
[0179] В некоторых вариантах система извлечения, используемая в данном документе, действует для отделения неуглеводородных соединений, таких как CO2, N2 и воды от углеводородных соединений, к примеру, ГК, а также для деметанизации газового потока (к примеру, отделения метана от высших углеводородов и ГК). Как таковые, блоки экстрагирования могут отделять одно или более неуглеводородных соединений от одного или более углеводородных соединений, или, при работе в качестве блока деметанизации, может отделять по меньшей мере одно углеводородный компонент, к примеру, метан, от по меньшей мере одного другого углеводородного компонента, т.е., соединений С2+.
[0180] Могут быть множество разных способов охлаждения газа до таких температур, но в целом наиболее эффективен турбодетандерный процесс. В этом процессе для охлаждения потока природного газа могут быть использованы внешние охладительные установки. Затем для быстрого расширения охлаждаемых газов может быть использована расширительная турбина, которая может вызвать резкое падение температуры. Этот резкий температурный скачок может сконденсировать этан и другие углеводороды в газовом потоке, пока метан поддерживается в газовой форме. Этот процесс может позволить извлечь от около 90% до 95% этана, исходно находящегося в газовом потоке. В дополнение, расширительная турбина, как правило, способна преобразовать часть энергии, сбрасываемой, когда поток природного газа расширяется в повторно сжимаемый газообразный метановый эффлюент, сохраняя таким образом стоимость энергии, связанной с извлечением этана.
[0181] Извлечение ГК из потока природного газа может создать более чистый, беспримесный природный газ, как и позволить более комплексное извлечение ценных углеводородов, чем сами по себе ГК (по сравнению с неизвлекаемыми ГК).
Интеграция с фракционированием газоконденсата
[0182] Как только высшие углеводороды, к примеру, этан и ГК были извлечены из потока природного газа, их обычно разбивают на их основные компоненты, каждый из которых имеет отдельную стоимость. Процесс, который обычно используют для выполнения этой задачи, называется фракционированием. Процесс фракционирования обычно действует, основываясь на разных точках кипения разных углеводородов в потоке ГК. В некоторых вариантах фракционирование проводится в том же оборудовании, что и более ранние этапы переработки газа, к примеру, обезвоживание, нейтрализация кислотности и экстракция/деметанизация, в то время как в других вариантах фракционирование имеет место в отдельном оборудовании, в которое подаются составные ГК.
[0183] Весь процесс фракционирования может быть разбит на этапы, начиная с удаления легких ГК из потока. При работе фракционирование может иметь место на этапах, где разные углеводороды выкипают, один за другим, где название конкретной установки для фракционирования отражает ее функцию, традиционно называясь названием выкипающего углеводорода. Соответственно, процесс обычно включает, по порядку, деэтанизатор, отделяющий этан от остающегося потока ГК, депропанизатор, отделяющий пропан от остающегося потока ГК, и дебутанизатор, в котором выкипает бутан. В некоторых вариантах остающийся поток затем в основном содержит пентаны и тяжелые углеводороды в потоке ГК. Отделенный бутан также обычно подают через разделитель бутана или деизобутанизатор, разделяющий изо- и нормальный бутаны. В некоторых вариантах система фракционирования, именующаяся во всей полноте или в соответствии с отдельными фракционирующими блоками, к примеру, депропанизатором, обычно работает, отделяя по меньшей мере один углеводородный компонент, такой как пропан, от по меньшей мере одного другого углеводородного компонента, такого как бутан, пентан, и т.д. В некоторых вариантах разделение завершается не полностью. К примеру, деэтанизатор может удалить менее чем 100% этана из остающегося потока ГК. Также последующие отдельные фракционирующие блоки могут удалить менее чем 100% соответствующих компонентов. В целом, эти фракционирующие этапы могут удалить существенное количество и большую часть соединения, для которого они предназначены, от остающегося потока ГК, к примеру, более чем 50%, более чем 60%, более чем 75% и даже более чем 90% или 95%.
[0184] Фиг. 14 представляет собой схематическую иллюстрацию основного процесса компонентов и систем в обычном оборудовании обработки природного газа. Как проиллюстрировано на этом примере, сырой газ из газовой скважины или другого источника 1402, который может быть обработан возле скважины или другого непосредственного блока обработки или оборудования для удаления воды и других конденсатов, к примеру, на этапе 1404, транспортируется к перерабатывающему оборудованию. Поступающий сырой газ 1406 затем обрабатывается в блоке/этапе удаления высокосернистого газа 1408 для удаления любого сероводорода или других корродирующих газов 1410. Удаленные сернистые соединения или «высокосернистый газ» могут быть направлены на дополнительную обработку, к примеру, в серный блок 1412, и дополнительную обработку для получения элементарной серы и отходящих газов, которые могут быть в дальнейшем обработаны и (или) сожжены.
[0185] Обескисленный газ 1414 затем пропускают через блок осушения 1416 для дальнейшего удаления воды, а затем пропущен через один или более дополнительных блоков очищения 1418, к примеру Очищенный природный газ затем подают в блок экстракции 1420, который может быть криогенным экстрактором, содержащим блок криогенного турбодетандера 1420а и блок криогенного удаления азота 1420b, для удаления метана в обогащенном метаном потоке 1422а и азота 1422b из потока ГК 1424. Полученные обогащенные метаном компоненты затем подают в виде готового к трубопроводной передаче природного газа, к примеру, подают в коммерческие газопроводы для продажи или, как было описано более детально выше, могут подавать на дальнейшую переработку. Как отмечено в данном документе, система экстракции 1420 может необязательно содержать блок экстракции десорбированного масла в месте размещения блока криогенной экстракции.
[0186] Итоговый деметанизированный ГК-содержащий продукт 1424, содержащий этап и другие высшие углеводороды (обычно называемые в данном документе как компоненты С2+), затем пускают через цепочку фракционирования 1426, которая обычно содержит блок деэтанизации 1428, выкипающий углеводороды С2 1430 и пропускающий оставшиеся флюиды или «низы» 1432 в блок депропанизации 1434. Блок депропанизации, в свою очередь, выкипает газы С3 1436 и пропускают остающиеся низы 1438 в блок дебутанизации 1440, выкипающий бутаны 1442, оставляя пентаны и высшие углеводороды по порядку в потоке 1444. Каждый из потоков высших углеводородов 1430, 1436, 1442 и 1444 могут быть затем поданы на дополнительную переработку, к примеру, через установку обессеривания или делители бутана.
Интеграция с паровым крекингом
[0187] Как описано выше, другие важные петрохимические переработки могут быть связанными с производством олефинов и других высших углеводородов из природного газа или нефтяных дистиллятов, подобных лигроину. В частности, насыщенные углеводороды могут быть переработаны или преобразованы в ненасыщенные углеводороды с помощью процесса, называемого паровым крекингом. При паровом крекинге газообразное или жидкое углеводородное сырье, подобное лигроину, газойль, сжиженный нефтяной газ («СНГ») или этан могут быть разбавлены паром и кратковременно нагреты в печи без присутствия кислорода. Обычно температура реакции очень высокая, около 850°С или выше, но реакция может пройти только очень быстро. В современный крекинговых печах время нахождения уменьшено до миллисекунд для выхода, получающегося при газовых скоростях больших, чем скорость звука. В некоторых вариантах после того, как была достигнута температура крекинга, газ быстро останавливают для остановки реакции в линии передачи теплообменника или внутри квенчинга с использованием жидкого квенча. Итоговые продукты затем перерабатываются далее для выделения отдельных ценных продуктов, такие как олефины, из нежелательных побочных продуктов и непрореагировавшего газового сырья.
[0188] В некоторых вариантах многие варианты реализации процесса в традиционном оборудовании парового крекинга разделяют те же лежащие в основе принципы работы, использующиеся в оборудовании для переработки газоконденсата или другом перерабатывающем оборудовании. К примеру, многие разделительные системы, такие как депропанизатор и (или) деэтанйзатор и делители С2, обычно размещаются внутри крекингового оборудования для отделения непрореагировавших компонентов, таких как метан и этан, или нежелательных побочных продуктов из потоков олефинов, исходящих из крекинговой печи.
[0189] На Фиг. 15 представлена схематическая иллюстрация примера процесса и системы парового крекинга. Как проиллюстрировано на ней, поток газового сырья 1502, такой как лигроин или этан из оборудования переработки ГК, описанного выше, поступает вместе со впускящим паром (не показан) в крекинговую печь 1504. По мере продолжения крекинга продукт затем охлаждается квенчем, к примеру, в закалочно-испарительном аппарате 1506. Полученный газ затем передается через сжатие и этапы обработки (1508 и 1510), включающими, к примеру, многоэтапное газовое сжатие, с последующими охлаждением и удалением жидких углеводородов и воды после каждого этапа, а также Обработка газа для удаления кислогазовых компонентов, к примеру, H2S и СО2, а также осушения для удаления воды перед передачей в криогенную секцию (холодильник) 1511 для поэтапного охлаждения и конденсации разных компонентов с целью удаления СО и водорода на выходе 1514. Разные жидкие компоненты затем подают в деметанизатор 1512 для выделения компонентов C1 1516, таких как метан, из более высоких углеводородов, к примеру, соединений С2+ в потоке 1518 После деметанизации поток, обогащенный С2+ 1518, затем передают через дальнейшие этапы фракционирования в, к примеру, деэтанизатор 1522 для отделения компонентов С2 из высших углеводородов в потоке 1528, ацетиленовый реактор 1524 для преобразования ацетилена в поток, обогащенный С2 до этилена и этана, и делитель С2 1526 для отделения этилена от любого оставшегося этана. Поток, обогащенный этиленом 1530 затем извлекается в качестве продукта, в то время как остаточный этан, извлекаемый из делителя С2, возвращается назад через крекинговую печь 1504 в рециркуляционный поток 1532.
Интеграция газовой переработки ОКМ
[0190] Системы и процессы реакторов ОКМ могут быть интегрированы в имеющееся оборудование переработки природного газа и другого петрохимического сырья в одной или более разных конкретных точках в нем, и в соответствии с количеством разных впусков и выходов систем ОКМ и (или) процессов блоков всего перерабатывающего оборудования в целом. В частности, системы реакторов ОКМ могут быть интегрированы в традиционные перерабатывающие заводы в качестве одного или двух источников потоков сырья для одного или более перерабатывающих блоков перерабатывающего оборудования, и (или) в качестве потребителя потоков продуктов из одного или более перерабатывающих блоков перерабатывающего оборудования.
[0191] В некоторых вариантах интеграция включает диапазон разных типов интеграции, включающих, к примеру, процесс интеграции через гидравлические или газовое сообщение в пределах технологического потока. Жидкостная интеграция или гидравлические сообщения или соединение обычно относится к постоянному гидравлическиму соединению или гидравлическиму сообщению между двумя системами в пределах системы или оборудования в целом. Такое постоянное гидравлические сообщения обычно относится к межсистемным трубопроводным сетям, соединяющим одну систему с другой. Такие межсистемные трубопроводы могут также включать дополнительные элементы между двумя системами, такие как управляющие элементы, к примеру, теплообменники, насосы, клапаны, компрессоры, турбодетандеры, датчики, а также другие системы гидравлический или газовой транспортировки и (или) хранения, к примеру, трубопроводы, коллекторы, баки для хранения и прочее подобное, но в целом являются закрытыми системами, как отличающимися от двух систем, где материалы переходят от одной системы к другой через любые неинтегрированные компоненты, к примеру, рельсовый или автомобильный транспорт или систему размещенную не в том же месте, что и оборудование, или не в непосредственной близости от оборудования. Термин гидравлические соединение и (или) гидравлические сообщения, использующийся в данном документе, включает полное гидравлические сообщения, к примеру, где все эффлюенты из заданной точки, такие как выход реактора, направляют на впуск другого блока, с которым реактор гидравлически сообщается. Также в таких жидкостных соединениях или сообщениях включены частичные соединения, к примеру, где только часть эффлюента из заданного первого блока направляют во гидравлически присоединенный второй блок. Далее, хотя в термине обозначены жидкостные соединения, такие соединения включают соединения для переноса жидкостей и (или газов).
[0192] В некоторых вариантах интеграция относится к термической или энергетической интеграции, к примеру, системы реактора ОКМ в энергетическую инфраструктуру оборудования. Такая интеграция может также включать пространственную интеграцию системы реактора ОКМ в физический перерабатывающий завод, к примеру, «в пределах границ установки», или она может быть интегрирована иначе, вне пределов границ оборудования.
[0193] Фиг. 16 схематически иллюстрирует некоторое количество точек интеграции для системы реактора ОКМ на всем пути процесса работы оборудования переработки природного газа, проиллюстрированного на Фиг. 14. В частности, как проиллюстрировано на этом примере, впуск ОКМ, схематически обозначенный как блок 1602, проиллюстрирован как интегрированный во множество точек технологического потока и гидравлически с ним сообщающийся, где выход продукта конкретного перерабатывающего блока подается на впуск системы реактора ОКМ. К примеру, как показано, реактор ОКМ показан необязательно гидравлически сообщающимся с выходом, к примеру, блока осушки 1416 или блока очистки 1418, блока экстракции 1420b и блока деэтанизатора 1428.
[0194] Альтернативно или дополнительно, выход реактора ОКМ, схематически иллюстрированного как блок 1604, показано как интегрированный, к примеру, гидравлически сообщающимся, с множеством точек в технологическом потоке, где потоки продуктов реактора ОКМ подают во множество перерабатывающих блоков оборудования в целом. Например, выход ОКМ 1604 может необязательно быть гидравлически сообщающимся со впуском блока экстрагирования 1420, цепочки фракционирования 1426, к примеру, блоков фракционирования 1428, 1434 или 1440 или блоков дальнейшей обработки (не показаны).
Интеграция с подачей газа в ОКМ
[0195] В некоторых вариантах реализации изобретения система реактора ОКМ присоединена после одного или более обрабатывающих блоков газоперерабатывающего оборудования, вследствие чего потоки продуктов из обрабатывающего блока подаются в виде впускящий поток системы реактора ОКМ. В частности, обрабатывающие блоки, содержащие в качестве впускящих один или более метансодержащих и (или) обогащенных метаном потоков, могут обеспечить подачу газов в систему реактора ОКМ для преобразования метана в высшие углеводороды. Подобным же образом выходы системы ОКМ могут быть в целом обеспечить подачу потоков сырья в традиционные блоки обработки, используемые для разделения, изменения и очистки углеводородных смесей, и использование инфраструктуры ряда систем.
[0196] В некоторых вариантах система реактора ОКМ обеспечивает интеграцию в имеющееся перерабатывающее оборудование для получения по меньшей мере части чистого, сухого подготовленного к трубопроводной транспортировке природного газа для преобразования метана, содержащегося в этом газе, в высшие углеводороды вместо пропускания этой части сухого газа через блоки экстракции и фракционирования. В некоторых вариантах впуск системы реактора ОКМ может гидравлически сообщаться с выходом блоком удаления кислых газов 1408, блоком осушения 1416 или, как показано, дополнительным блоком очистки 1418. Как отмечено, гидравлические сообщения может содержать один или более теплообменников, насосов, компрессоров и прочего для подачи сухого газа в систему реактора ОКМ при подходящих для начала каталитической реакции ОКМ условиях, к примеру, впускящей температуры в диапазоне от 450°С до 600°С и давлении от одной атмосферы и выше, и предпочтительно от около 15 фунтов/кв. дюйм избыточном (psig) до около 150 psig, от 15 psig до около 125 psig, или менее чем 100 psig, или от около 15 psig до около 100 psig.
[0197] Альтернативно или дополнительно, система реактора ОКМ может гидравлически сообщаться с одни или более выходов блока(ов) экстрагирования 1420 для направления обогащенных метаном эффлюентов из блока экстрагирования 1420 в систему реактора ОКМ для преобразования метана в этилен и другие углеводороды, которые могут быть пропущены через блок экстрагирования для отделения этилена и других компонентов С2+ от газовых компонентов, к примеру, СО, СО2, N2 и непрореагировавшего метана. В некоторых вариантах эти и другие выходы традиционного перерабатывающего оборудования используются с выгодой. К примеру, в некоторых вариантах СО2, извлекаемая из продуктов реактора ОКМ и отделяемая в блоке экстракции, может быть передана с помощью трубопровода или автотранспортом, используемым локально, или в противном случае использоваться с выгодой при увеличении нефтеотдачи пласта (УНО). Подобным же образом N2, извлекаемый из продуктов реактора ОКМ и отделяемый в блоке экстракции, может быть необязательно извлечен и передан с помощью трубопровода или автотранспортом, используемым локально, или в противном случае использоваться с выгодой при увеличении нефтеотдачи пласта (УНО). Похожим образом H2O, извлекаемая из продуктов реактора ОКМ и отделяемая в блоке экстракции, может быть необязательно извлечена и передана с помощью трубопровода или автотранспортом, используемым локально, или в противном случае использоваться с выгодой, к примеру, в качестве жидкости гидроразрыва пласта.
[0198] В некоторых вариантах обогащенные этаном потоки из цепочки фракционирования 1426, к примеру, обогащенный этаном эффлюент из блока деэтанизации 1428, который может содержать небольшие количества не удаленного предварительно метана, могут быть возвращены в реактор ОКМ, сами по себе или в сочетании с одним или более обогащенным метаном потоками, для преобразования любого остаточного метана в реакторе ОКМ в высшие углеводороды. Далее, в качестве промежуточного процесса в ОКМ, при тех же условиях реакции, что и ОКМ, этан, находящийся в сырье ОКМ, может реагировать и преобразовываться в этилен в реакторе ОКМ.
[0199] Обогащенные этаном потоки из деэтанизатора могут таким же образом быть направлены в системы преобразования этана. Такие системы преобразования этана содержать, к примеру, блоки парового крекинга, преобразующие этан в этилен при помощи неокислительной дегидрогенизации. В некоторых вариантах этан может быть направлен в дополнительные системы реакторов, содержащих катализаторы для окислительной дегидрогенизации (ОДГ) этана в присутствии источника кислорода для получения этилена. Катализаторы и системы для проведения реакций ОДГ описаны, к примеру, в Cavani, et al., Catalysis Today (2007), Vol. 127 (1-4), 113-131, полное описание которого включено в настоящий документ посредством ссылки во всей полноте для всех целей. С другой стороны, выходные потоки всех этих систем могут быть дополнительно переработаны или перенаправлены по необходимости в другие обрабатывающие блоки оборудования.
Интеграция с продуктом ОКМ
[0200] В некоторых вариантах реализации изобретения система реактора ОКМ присоединена перед одним или более обрабатывающими блоками газоперерабатывающего оборудования, вследствие чего потоки продуктов из системы реактора ОКМ под названием «потоки продуктов ОКМ» или «газообразные продукты ОКМ» обрабатываются разными обрабатывающими блоками этого оборудования.
[0201] К примеру, поток продуктов системы реактора ОКМ, обычно содержащий углеводороды С2+, а также потенциально СО, СО2, N2 и непрореагировавший метан и другие продукты, пропускают через блок экстрагирования 1420 такие как два этапа криогенных блоков экстрагирования 1420а и 1420b, для отделения этилена, этана и других углеводородов С3 до С5+ от CO и CO2, а также от метана и любых других остаточных газовых компонентов. Пример системы криогенной экстракции обработки потоков продуктов ОКМ описан в патентной заявке U.S. №13/739954, поданной 11 января 2013 г., которая включена в настоящий документ посредством ссылки во всей полноте для всех целей. Вкратце, системы криогенной экстракции обычно содержать по меньшей мере первый и второй разделительные блоки (к примеру, разделительные блоки 1420а и 1420b), где первый блок (1420а) уменьшает температуру поступающего газа, к примеру, ГК-содержащего природного газа, или газового продукта ОКМ. С целью описания разделительная система описана в плане газового продукта ОКМ. Первый разделительный блок системы криогенной сепарации обычно работает как деметанизатор, поскольку уменьшение температуры сжижает компоненты С2+, приводя к обогащению С2+ нижней части блока, в то время как оставшиеся газовые компоненты, содержащие основную часть метана и N2, удаляются из верхней части блока. Эти метансодержащие компоненты затем пропускают через второй разделительный блок (1420b), работающий как блок удаления азота с помощью сжижения метановой части и выбрасывающий азотную часть.
[0202] Аналогично, система реактора ОКМ может также быть гидравлически сообщающейся с блоком экстракции десорбированного масла для отделения легких углеводородных компонентов от других газовых компонентов.
[0203] В некоторых вариантах поток продуктов из системы реактора ОКМ, или необязательно системы олигомеризации, необязательно направляют через систему фракционирования или одного или более отдельных блоков фракционирования традиционного газоперерабатывающего оборудования для отделения тяжелых углеводородов, к примеру, углеводородов и ГК С3, С4 или С5+ от легких углеводородов, к примеру, этана и этилена. В таких процессах этан может быть извлечен как продукт или, как отмечено в данном документе, перенаправлен назад в систему реактора ОКМ или в процесс преобразования этана, к примеру, как описано выше. В некоторых вариантах продукт ОКМ может быть направлен через полную цепочку системы фракционирования, к примеру, многоэтапных блоков фракционирования, или может быть направлен через любые отдельные или любой набор блоков фракционирования во всей системе фракционирования, к примеру, только деэтанизатор, или только деэтанизатор и (или) депропанизатор, и т.д.
[0204] В некоторых вариантах интеграция системы реактора ОКМ в предшествующем или последующем исполнении с одним или более обрабатывающих блоков газоперерабатывающего оборудования не является чем-то взаимоисключающим, так как во многих вариантах реактор ОКМ будет получать сырье из множества разных обрабатывающих блоков перерабатывающего оборудования и обеспечивать выход в них, и во многих вариантах будет получать на впуск из отдельных обрабатывающих блоков и получать сырье из них, к примеру, блока криогенной экстракции или блока фракционирования.
[0205] Фиг. 17 представляет собой схематическую иллюстрацию системы реактора ОКМ, интегрированной в традиционное оборудование переработки природного газа. Конкретно, проиллюстрирована многостадийная система адиабатического реактора ОКМ 1702, сообщающаяся с выходом блока очистки 1418 газового оборудования. Как проиллюстрировано, поток чистого сухого газа 1720 из блока очистки 1418, который может быть частью или всем выходом блока очистки 1418 в конкретное время, направляют на впуск первого реактора 1704 многостадийной системы адиабатического реактора ОКМ 1702. поток продуктов 1722 из реактора 1704 затем, по меньшей мере частично, подают на впуск реактора 1706, чей поток продуктов 1724 по меньшей мере частично подают на впуск реактора 1708. Хотя проиллюстрированна трехэтапная система адиабатического реактора 1702, очевидно, что в адиабатической системе могут быть задействованы два, три, четыре или более этапов. Такие многоэтапные адиабатические системы описаны в патентной заявке U.S. №13/900898, поданной 23 мая 2013 г., в полном объеме включено в настоящий документ посредством ссылки во всей полноте для всех целей.
[0206] Как показано, дополнительный чистый сухой газ из блока очистки 1418 может также быть подан в последовательные реакторы 1706 и 1708 в дополнение к потоку продукта предшествующего реактора, к примеру, потоков продуктов 1722 и 1724 соответственно, как показано пунктирными стрелками 1728 и 1730, для обеспечения этих последующих реакторов дополнительным источником метана.
[0207] В дополнение к получению по меньшей мере части потока продуктов из блока(ов) очистки 1418 оборудования поток продуктов ОКМ из всей системы реактора ОКМ, к примеру, показанный как поток эффлюента 1726 из реактора 1708, могут также быть поданы в последовательную обработку дальнейшими блоками обработки газоперерабатывающего оборудования.
[0208] В частности, как проиллюстрировано на Фиг. 17, выход системы реактора ОКМ 1702 гидравлически сообщается со впуском блока экстрагирования 1420 так, что поток продуктов ОКМ 1726 подается в блок экстрагирования 1420 для отделения высших углеводородов, к примеру, компонентов С2+, в потоке 1424, от любых остаточного метана и азота в потоке газопродуктов ОКМ 1726, к примеру, в блоке криогенной деметанизации 1420а. Эти высшие углеводороды затем необязательно передаются по цепочке фракционирования 1426, к примеру, блоки 1428, 1434 и 1440, для отделения разнообразных составляющих С2+ от потока деметанизированного продукта 1424. Блок фракционирования также упоминается в данном документе как блок фракционирования С2+. Метан- и азотсодержащие компоненты затем необязательно передаются через блок удаления азота, к примеру, блок 1420b, для отделения азота от метана, который необязательно может затем быть возвращен в систему реактора ОКМ 1702 не показана. Как отмечено выше, блок криогенной деметанизации, криогенная система 1420 целиком, или аналогичный разделительный блок могут быть размещены для получения газового эффлюента с отдельных реакторных этапов, к примеру, этапов 1704 и 1706, в противоположность всего лишь получению итогового газового продукта системы реактора ОКМ (потока 1726), для снятия соединений С2+ из потока 1722 и 1724 соответственно, при прохождении метана в последующие реакторные этапы для переработки. Итоговые С2+-содержащие потоки должны быть затем направлены в последующую переработку, к примеру, в цепочку фракционирования 1426. Как было отмечено, это должно дать эффективность в плане уменьшения потерь продуктов С2+ от этапа к этапу, а также увеличить эффективность реакций, основанных на сдвиге равновесия, к примеру, относительно высокие содержания реагентов в каждом последующем этапе
[0209] Фиг. 18 схематически иллюстрирует пример сообщения системы реактора ОКМ и систему 1702 с блоком экстрагирования 1420, и конкретно блока криогенной сепарации 1420b и системы фракционирования, к примеру, через деэтанизатор 1428. В частности, как показано, поток обогащенного метаном газового эффлюента 1820 из блока криогенного экстрагирования 1420b подают в качестве газового сырья на впуск реактора 1704. Как отмечено выше, газовый продукт из реактора первого этапа по меньшей мере частично подают в последующие реакторы 1706 и 1708 вместе с необязательным дополнительным метансодержащим сырьем 1822 и 1824 из выхода блока криогенной экстракции 1420b. Итоговый газовый поток 1726 из системы реактора ОКМ 1702 затем подается в цепочку фракционирования 1426 для выделения разных составляющих продуктов С2+. Как показано выше, ОКМ необязательно пускают через необязательный блок олигомеризации 1832 для преобразования углеводородов С2+, к примеру, этилена, в высшие углеводороды, к примеру, углеводороды С3+, которые затем передают в систему фракционирования для выделения разных высших углеводородов. Необязательно выход блока олигомеризации 1832 может быть передан в систему фракционирования в разных точках, включающих, не ограничиваясь ими, впуск или выход блоков 1428, 1434, 1440.
[0210] Альтернативно или дополнительно, поток продуктов из системы реактора ОКМ возвращают через блоки экстрагирования 1420, как показано пунктирной линией 1826, из выхода реактора 1708 для отделения любого остаточного метана и (или) азота из необходимых продуктов ОКМ, к примеру, продуктов С2+, как описано выше.
[0211] Альтернативно или дополнительно, поток продуктов из системы олигомеризации возвращают через блоки экстрагирования 1420 для отделения любого остаточного метана и (или) азота из необходимых продуктов ОКМ, к примеру, продуктов С2+, как описано выше.
Интеграция крекинга ОКМ
[0212] Как и в случае оборудования переработки природного газа, описанного выше, от интеграции системы реактора ОКМ в имеющееся оборудование для крекинга, такое как оборудование для крекинга этана или лигроина, может быть получена существенная выгода. На Фиг. 19 представлена схематическая иллюстрация интеграции системы ОКМ в оборудование для крекинга. Как проиллюстрировано на упрощенной схеме Фигуры 15, обычный блок крекинга, к примеру, блок крекинга лигроина, содержит крекинговую печь 1504 и тесно связанные квенчевые системы 1506. Газообразные продукты С2+ из оборудования для крекинга затем пропускают через подходящую систему обработки и сжатия 1508 и 1510 соответственно, перед их передачей в криогенный охладитель и деметанизатор 1512 для отделения любого остаточного метана и водорода, присутствующих в крекерном эффлюенте. Поток C2+ 1518 затем направляют через систему разделения или фракционирования, которая обычно содержит деэтанизатор 1522 для отделения компонентов С2 от высших углеводородов, к примеру, С3+, ацетиленовый конвертер 1524, преобразующий ацетилен, создаваемый во время операции крекинга, в этилен, и делитель С2 1526 для отделения этилена (поток 1530) от этана (поток 1532) в газовый продукт, который возвращают назад в крекинговую печь 1504.
[0213] В некоторых вариантах система реактора ОКМ интегрирована в более традиционное оборудования для крекинга для обеспечения разных выгод, включающих гибкость в выборе сырья, избирательности в выходе продуктов и энергоэффективности.
[0214] Иллюстрация этой интеграции схематически проиллюстрирована на Фиг. 19, к примеру. Как показано, система реактора ОКМ 1702 может содержать один, два, три или более реакторов ОКМ, таких как многоступенчатые адиабатические реакторы 1704, 1706 и 1708, или один, два, три или более последовательных или параллельных изотермических реакторов (не показаны). В противоположность к определенным интеграциям в газоперерабатывающем оборудовании в пределах процесса крекинга система реактора ОКМ может не разделять сырье с лежащим в основе оборудованием. В частности, как отмечено выше, реактор ОКМ использует метан и природный газ в качестве основного сырья, к примеру, в потоке газового сырья 1902, в то время как сырье для крекингового оборудования (поток 1502) будет в общем состоять из этана из ГК, СНГ или лигроина. Однако с помощью обеспечения альтернативного источника этилена, несмотря на то, что лежащее в основе множество тех же действий блоков для его получения, система интегрированного реактора ОКМ в крекинговом оборудовании обеспечивает значительные выгоды в гибкости в выборе сырья. В частности, неблагоприятные изменения в ценах на сырье и (или) доступность лигроина или этана из ГК может быть частично, существенно или полностью нивелироваться с помощью частичного или значительного перехода крекингового оборудования, использующего в качестве сырья лигроин или этан, на оборудование ОКМ, использующее метановое сырье. В некоторых вариантах метановое сырье для ОКМ может поступать из метана, создаваемого процессом парового крекинга, который, как правило, сжигают для получения энергии для процесса эндотермического крекинга.
[0215] Как показано, метансодержащее газовое сырье 1902, обычно содержащее окислительный газовый компонент, к примеру, воздух или обогащенный воздух, поступает в систему реактора ОКМ 1702 и контактирует в ней с катализатором ОКМ при условиях реакции, описанных выше. Как показано, газовый продукт ОКМ 1726, к примеру, содержащий этилен, метан, этан и азот, а также другие газы, такие как СО и СО2, пропускают через теплообменник и компрессор (не показан) перед тем, как будет подан в блок криогенной сепарации 1906 (содержащий, к примеру, блоки криогенной сепарации 1420а и 1420b на Фиг. 14) для отделения азота, СО и СО2, и удаления по меньшей мере части остаточного метана, содержащегося в газе ОКМ. Поток, обогащенный С2+, из блока сепарации (поток 1908), содержащий этилен, этан, углеводороды С3+, а также дополнительный остаточный метан, затем передают в последующие обрабатывающие блоки крекингового оборудования, с котором тот гидравлически сообщается, к примеру, соединен через гидравлические сообщения или соединение. В частности, эти итоговые эффлюенты из блока криогенной сепарации 1906 могут быть направлены в, к примеру, холодильник 1511 и деметанизатор 1512 для отделения любого остаточного метана, как и любого остающегося водорода, СО и СО2. Для такой интеграции удаление метана в деметанизаторной части криогенного блока, связанного с реактором ОКМ, к примеру, блоком криогенной деметанизации 1420а, может быть предпочтительно с учетом выходных концентраций метана/С2+, которые приблизительно равны концентрациям, на которые нацелен крекинговый деметанизатор, к примеру, деметанизатор 1512. В результате опоры на имеющуюся емкость крекингового оборудования блок криогенной сепарации, связанный с реактором ОКМ, к примеру, криоблок 1906, разгружается, и может быть выполнен с соответствующим уменьшением емкости, что дает значительную экономию капитала. В некоторых вариантах похожий подход может быть применен в реализации газоперерабатывающего оборудования, описанного выше. В частности, и со ссылкой на Фигуру 17, в потоке 1726 могут быть включены дополнительные действия по деметанизации так, чтобы получить по существу содержание метана, эквивалентное выходу ОКМ с рабочей метановой загрузкой имеющегося блока экстрагирования в оборудовании, к примеру, блока 1420. В крекинговом оборудовании и реализации газопереработки это приводит к существенному уменьшению капитальных вложений, допуская менее дорогие операции для интеграции в имеющиеся дорогостоящие операции по разделению.
[0216] Продукты С2+ могут быть затем направлены в крекинговую цепочку фракционирования, к примеру, деэтанизатор 1522, ацетиленовый реактор 1524 и делитель С2 1526 для извлечения этилена и возврата этана назад в крекинговую печь 1504.
[0217] В дополнение к обеспечению гибкости в выборе сырья для крекингового оборудования, интегрированная система реактора ОКМ также может обеспечить гибкость в выборе перечня продуктов, позволяя снижение жесткости процесса крекинга. В частности, соотношение этилена к побочным продуктам, к примеру, пропилену и пр. в процессе крекинга является функцией жесткости крекинга, которая сама по себе является функцией от условий реакции. Поскольку на этилен обычно наивысший спрос, крекинговое оборудование стараются выполнить для максимизации выхода этилена и минимизации побочных продуктов, обычно с соотношением этилен-пропилен в, к примеру, более чем 2, с использованием лигроинового сырья. Однако, дополняя выход этилена с помощью использования интегрированной системы реактора ОКМ, специалист может настроить жесткость процесса крекинга, к примеру, до соотношения этилен-пропилен менее 2, около 1,5 или менее, около 1,25 или менее, около 1 или менее с использованием лигроинового сырья для получения большего количества побочных продуктов, что может быть экономически благоразумнее, чем текущие рыночные условия. Оптимизация перечня продуктов может быть частично полезной в среде лигроинового крекинга, где получение побочных продуктов является более осмысленным, чем в среде этанового крекинга, где значимые побочные продукты, как правило, не создаются.
[0218] В некоторых вариантах крекинговое оборудование дополняется использованием системы реактора ОКМ в объеме большем, чем около 5 масс. % создаваемого этилена от исходной массы, более чем около 10 масс. % создаваемого этилена от исходной массы. В некоторых вариантах крекинговое оборудование дополняется использованием системы реактора ОКМ в объеме, по меньшей мере около 20 масс. %, по меньшей мере около 30 масс. %, и в некоторых вариантах более чем около 40 масс. % или даже 50%. В некоторых вариантах реализации изобретения по меньшей мере 2%, по меньшей мере 5%, по меньшей мере 10%, по меньшей мере 20%, по меньшей мере 30%, по меньшей мере 40% или по меньшей мере 50% этилена, создаваемого интегрированным оборудованием, создается напрямую из части реактора ОКМ.
[0219] В некоторых вариантах реализации изобретения вклад интегрированной системы ОКМ, рассчитанный по массе для массы сырья, учитывающий этилен, создаваемый с помощью ОКМ как полная масса этилена, созданная из сырья реактора ОКМ (т.е., включая этилен, созданный напрямую из реакции ОКМ, а также этилен из подвергнутого крекингу этана, созданного реакторами ОКМ), находится в диапазоне от около 10% до около 50%, в диапазоне от около 20% до около 50%, в диапазоне от около 30% до около 50% или в диапазоне от около 40% до около 50%.
[0220] В некоторых вариантах реализации изобретения для обеспечения даже большей гибкости в производительности эффлюент ОКМ может быть необязательно направлен в блок олигомеризации этилена (адиабатический или изотермический реакторы, описанные выше), выполненный для получения узкой группы ароматических углеводородов, к примеру, бензина, толуола и ксилола (БТК), или бензина, толуола, этиленбензина и ксилолов (БТЭК) для части потока выхода ОКМ. В сочетании с описанной выше операциональной гибкостью такая конфигурация может конкретно обеспечить возможность изменения жесткости работы блоков крекинга в сочетании с блоком ОКМ и необязательно блоком олигомеризации этилена для выхода необходимой смеси этилена, пропилена, олефинов С4 и С5, и обеспечить дополнительную гибкость в выборе перечня продуктов всей системы для получения большего количества высокоценных ароматических соединений.
Энергетическая интеграция.
[0221] Тепло, электричество, механическая работа или любые другие формы энергии могут быть переданы между процессами, описанными выше (к примеру, ОКМ, ОДГ) и углеводородными и другими процессами (к примеру, процессами не-ОКМ, такими как нефтепереработка, оборудование газопереработки, крекинговым). Энергия может быть передана процессу ОКМ или от процесса ОКМ в любой подходящей точке и любым подходящим образом (к примеру, и использованием теплообменника).
[0222] В дополнение к интеграции сырья и продуктов реактора ОКМ в традиционное оборудование углеводородной переработки, к примеру, оборудование переработки природного газа, нефтепереработки, крекинга и т.д., или их компонентов, блоков или систем, в данном документе приведена энергетическая интеграция процесса ОКМ в имеющиеся системы. В частности, эксплуатацией термической энергии, создаваемой высокоэкзотермической реакцией ОКМ, она может дополнять термические системы имеющегося оборудования, к примеру, нагревателей и бойлеров, для потенциального уменьшения общей энергии, требующейся для раздельного получения, для управления другими обрабатывающими блоками оборудования.
[0223] Как было замечено выше, ОКМ представляет собой высокоэкзотермическую реакцию, которая, при некоторых обстоятельствах, действует при температурах в диапазоне от около 400°С до 950°С, в зависимости от реакторного процесса и используемой системы, и в любой случае при температурах поступающего реакторного сырья в диапазоне от 400°С до 600°С. Соответственно, при инициации реакции ОКМ стремятся достигнуть начального впуска термической энергии для поднятия температуры реагентов и катализаторов до подходящих для начала реакции, или «температуре поджига». После инициации экзотермическая природа реакции обычно создает достаточно термической энергии для поддержания реакции. Дополнительно, поскольку каталитический процесс ОКМ стремится создавать термическую энергию, может возникнуть необходимость удаления термической энергии из одной или более реакторных систем и (или) потоков газового продукта для управления эффективностью каталитической реакцией и последующими этапами обработки. В некоторых вариантах этот избыток Термической энергии может быть использован как источник термической и (или) другой энергии для других операций оборудования. В некоторых исполнениях общие температуры реакции могут охватывать диапазон от температур поджига от 400°С до 600°С до максимальных реакторных выходных температур в 950°С, в зависимости от того, управляется реакторная система в изотермическом или адиабатическом исполнении.
[0224] В некоторых вариантах и со ссылкой на, к примеру, оборудования фракционирования природного газа, термическая энергия, создаваемая реакцией ОКМ, может быть удалена из потоков газовых продуктов ОКМ, или в случае изотермической реакторной системы, других теплообменных носителей, для нагрева разных компонентов других фракционирующих блоков, к примеру, деэтанизатора и пр. Другими словами, вместо того, чтобы отдельно создавать термическую энергию для возбуждения аспектов процессов перерабатывающего оборудования, система реактора ОКМ обеспечивает часть или всю эту термическую энергию. Это обеспечивает дополнительную добавленную стоимость системой реактора ОКМ, наряду с созданием высокоценных углеводородных продуктов.
[0225] К примеру, со ссылкой на процесс, проиллюстрированный на Фиг. 20, потоки газового продукта ОКМ, к примеру, промежуточные потоки продукта ОКМ 1722 и (или) 1724, и (или) итоговые потоки продукта ОКМ 1726 могут быть пропущены через один или более теплообменников, к примеру, теплообменники 2002 и 2004, для уменьшения температуры газового продукта ОКМ до температуры, подходящей для подачи в последующие реакторы 1706 и 1708 соответственно. Таким же образом поток газового продукта ОКМ 1726 может быть пропущен через теплообменник 2006 для уменьшения температуры потока до уровней, подходящих для последующих этапов обработки. Пар, вода или любой другой теплоноситель, проходящий через теплообменники 2002, 2004 и (или) 2006, направляют через один или более деэтанизаторов 1428, депропанизаторов 1434 и (или) дебутанизаторов 1440 для обеспечения термической энергии, используемой для выкипания компонентов в процессе фракционирования. Эта термическая энергия может быть использована сама по себе или в дополнение к имеющимся мощностям кипения и уменьшает количество энергии, требуемой для этой кипятильной мощности.
[0226] Кроме того, термическая энергия, удаляемая из системы реактора ОКМ или потоков продуктов, может также использоваться для нагрева других технологических потоков в оборудовании. К примеру, в дополнение к уже используемому для нагрева потоку сырья системы реактора ОКМ до подходящих каталитических температур термическая энергия из потоков продуктов ОКМ или систем реакторов может быть использована для нагрева охлажденных потоков ГК, проходящих криогенное экстрагирование из этих ГК потока природного газа газового продукта реактора ОКМ. Это схематически проиллюстрировано на Фиг. 20.
[0227] В некоторых вариантах при использовании термопереноса между охлажденным потоком ГК из криогенного экстрактора он одновременно нагревает поток ГК, одновременно охлаждая теплоноситель, используемый для охлаждения потоков продуктов ОКМ.
[0228] Альтернативно или дополнительно, термическая энергия, удаляемая из системы ОКМ, может быть преобразована в электрическую энергию. К примеру, газовые продукты, или в случае изотермических реакторов - теплоноситель, удаляющий тепло из реактора, может быть пропущен через теплообменник для получения потока, используемого для приведения в движение турбины электрогенератора. Получаемая электроэнергия может быть затем использована для дополнения энергии, используемой для приведения в действие дополнительных систем оборудования, такого как освещения, офисные системы, насосы и другие управляющие системы. В таких вариантах электрогенерирующая система составляет обрабатывающий блок для интеграции энергии реакторов ОКМ в перерабатывающий завод. В частности, термическая энергия системы реактора ОКМ подается на электрический генератор для получения электричества из пара, после чего эта электроэнергия, в свою очередь, подается на один или более разных обрабатывающих блоков завода или на другие операции в пределах завода, или даже возвращается назад в электрическую сеть.
[0229] Как отмечено выше в отношении сырья и продуктов интеграции систем реакторов ОКМ в газоперерабатывающем оборудовании или системе, системы реакторов ОКМ могут иметь многоточечную интеграцию в газоперерабатывающую систему в плане сырья, продукта, термической энергии и электроэнергии, и могут в некоторых вариантах быть интегрированными в большую часть или во все из перечисленного. К примеру, сырье реактора ОКМ может быть получено из эффлюента блока экстрагирования, в то время как продукт системы реактора ОКМ может быть подан в блок экстрагирования всего оборудования в целом. Термическая энергия, полученная из экзотермической системы реактора ОКМ, может одновременно использоваться для дополнительной мощности бойлера, используемого для работы системы фракционирования и (или) нагрева газообразного сырья, используемого в системе реактора ОКМ. Далее, избыточная парогенерация из системы экзотермической реактора ОКМ может одновременно использоваться в электрической генерации с использованием традиционных пароэлектрических систем генерации. Может быть реализована любое сочетание многоточечной интеграции.
[0230] Как и в случае ГК-перерабатывающего оборудования, описанного выше, сохранение энергии и повторное ее использование может также быть применимо в крекинговом оборудовании для целей специально с целью парогенерации, к примеру, для приведения в движение турбин, бойлеров, компрессоров и т.д.. В частности, тепло, созданное системами реакторов ОКМ, может быть использовано для дополнения или замены бойлеров, обычно используемых в работе крекингового оборудования. Подобным же образом и охлажденные потоки или потоки теплоносителя могут циркулировать через теплообменники в системе реактора ОКМ для охлаждения эффлюентов из этой системы. Далее, тепловая энергия может снова быть преобразована в электрическую энергию, как описано выше.
[0231] В некоторых вариантах интегрированные системы могут быть использованы в создании и сборе двуокиси углерода для использования в совсем других процессах переработки природного газа. В частности, масса двуокиси углерода находит применение в нефте- и газодобывающей промышленности в, к примеру, процессах увеличении нефтеотдачи пласта (УНО). В процессах УНО СО2 нагнетают в нефтяной резервуар для вытеснения нефти из пористых пород, также обеспечивая тем самым уменьшение вязкости.
[0232] Двуокись углерода (CO2), создаваемая как побочный продукт реакции ОКМ, может быть отделена в процессе экстрагирования. Вместо того чтобы быть выброшенной, однако, CO2 может быть собрана для использования. Собранная СО2 может быть складирована в месте размещения оборудования или может быть транспортирована на место, где будет использована, такое как район месторождения нефти. Такая транспортировка может привлекать и использовать грузовики, железнодорожный или трубопроводный транспорт, в зависимости от используемого количества СО2. В дополнение к использованию «мусорного» продукта из всей системы в полезном применении выгодное использование CO2 может также обеспечить операторов газового оборудования углеродными квотами для продажи или торговли с другими производителями парниковых газов. Такие квоты могут обеспечить дополнительную ценность для операторов оборудования при помощи интегрированных систем ОКМ, описанных выше.
[0233] Использование непрореагировавшего метана в качестве топлива в углеводородном процессе.
[0234] Реакции ОКМ обычно не выполняют с полным преобразованием (к примеру, в углеводороды С2+ преобразуется не весь метан, поступающий в реактор ОКМ). Непрореагировавший метан может быть возвращен назад в реактор ОКМ в некоторых вариантах (к примеру, продолжения разделения). Другое использование непрореагировавшего метана, описанное выше, представляет собой сжигание метана в углеводородном процессе (к примеру, для обеспечения энергией).
[0235] В варианте реализации изобретения способ интеграции процесса окислительной конденсации метана (ОКМ) с углеводородным процессом включает поток продуктов ОКМ, содержащий углеводороды С2+ и непрореагировавший метан, выполнение разделения, обеспечивающего первый поток, обогащенный метаном, и второй поток, обогащенный углеводородами С2+, и сжигание первого потока для обеспечения энергии для углеводородного процесса. Углеводородный процесс может быть, без ограничений, нефтепереработкой, переработкой газоконденсатов (ГК) или крекингом.
[0236] Следует понимать, что из вышеизложенного следует, что в то время, как были проиллюстрированы и описаны конкретные реализации изобретения, в них могут быть внесены и описаны различные модификации. Также предполагается, что изобретение не ограничено конкретными примерами, приведенными в описании. В то время как изобретение было описано со ссылкой на вышеупомянутое описание, описания и иллюстрации предпочтительных вариантов осуществления в данном документе не следует рассматривать в ограничительном смысле. Кроме того, следует понимать, что все аспекты настоящего изобретения не ограничиваются конкретными изображениями, исполнениями или относительными пропорциями, указанными в данном описании, которые зависят от различных условий и переменных. Для специалиста в данной области техники будут очевидны различные модификации в форме и деталях из вариантов осуществления изобретения. Поэтому предполагается, что изобретение также охватывает любые такие модификации, вариации и эквиваленты. Подразумевается, что следующая формула изобретения определяет рамки настоящего изобретения, и таким образом охватываются способы и структуры в этой формуле, а также их эквиваленты.
Claims (61)
1. Способ окислительной конденсации метана для получения углеводородных соединений, содержащих по меньшей мере два атома углерода (соединения C2+), включающий:
(a) направление потока сырья, содержащего метан, из углеводородного процесса в реактор окислительной конденсации метана (ОКМ), при температуре на впуске в диапазоне от 400°C до 600°C, причем реактор ОКМ функционирует в по существу адиабатических условиях и выполнен с возможностью осуществления одной или более реакций ОКМ для получения из указанного метана, содержащего соединения C2+, выходного потока из реактора, и указанный углеводородный процесс представляет собой процесс не-ОКМ,
где в ходе одной или более реакций ОКМ в реакторе ОКМ имеет место положительный температурный профиль вдоль реактора ОКМ, причем данный положительный температурный профиль включает первую температуру потока сырья на впуске в реактор и вторую температуру выходного потока из реактора, где вторая температура является более высокой, чем первая температура;
(b) выполнение указанных одной или более реакций ОКМ в реакторе ОКМ с использованием указанного метана для получения выходного потока из реактора, содержащего одно или более соединений C2+;
(c) разделение выходного потока из реактора на по меньшей мере первый поток и второй поток, причем первый поток имеет более низкое содержание C2+, чем указанный второй поток, и указанный второй поток имеет более высокое содержание C2+, чем указанный поток продуктов ОКМ; и
(d) направление указанного второго потока в указанный углеводородный процесс.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что углеводородный процесс представляет собой нефтепереработку, переработку газоконденсатов или крекинг.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что по меньшей мере часть указанного первого потока направляют в указанный реактор ОКМ.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что содержание соединений C2+ в указанном втором потоке менее чем около 90%.
5. Способ по п. 4, отличающийся тем, что содержание соединений C2+ в указанном втором потоке менее чем около 80%.
6. Способ по п. 4, отличающийся тем, что содержание соединений C2+ в указанном втором потоке менее чем около 70%.
7. Способ по п. 4, отличающийся тем, что содержание соединений C2+ в указанном втором потоке менее чем около 60%.
8. Способ по п. 4, отличающийся тем, что указанный первый поток имеет содержание соединений C2+ менее чем около 50%.
9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанный выходной поток из реактора разделяется в не более чем трех блоках сепарации.
10. Способ по п. 9, отличающийся тем, что указанный выходной поток из реактора разделяется в не более чем двух блоках сепарации.
11. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанную сепарацию осуществляют с помощью адсорбции при переменном давлении.
12. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанная сепарация представляет собой криогенную сепарацию.
13. Система переработки природного газа, содержащая:
(a) систему реактора окислительной конденсации метана (ОКМ), содержащую по меньшей мере один бак реактора, содержащий по меньшей мере один катализатор ОКМ, размещенный в нем, и выполненную с возможностью функционировать при температуре на впуске в диапазоне от 400°C до 600°C, с получением потока продуктов, содержащего по меньшей мере два различных углеводородных соединения, причем катализатор ОКМ содержит наноструктурный компонент, который содержит нановолоконный компонент;
(b) одну или более систем из (i) системы экстрагирования для отделения по меньшей мере одного углеводородного соединения от по меньшей мере одного неуглеводородного соединения как части потока продуктов или потока сырья в по меньшей мере один бак реактора, и (ii) системы фракционирования для разделения по меньшей мере двух различных углеводородных соединений; и
(c) соединительный трубопровод, гидравлически сообщающий (i) впуск системы реактора ОКМ с выпуском системы экстрагирования и/или системы фракционирования или (ii) выпуск системы реактора ОКМ с впуском системы экстрагирования и/или системы фракционирования.
14. Система переработки по п. 13, отличающаяся тем, что система экстрагирования содержит впуск обогащенного метаном эффлюента, при этом впуск системы реактора ОКМ гидравлически сообщается с выпуском обогащенного метаном эффлюента системы экстрагиования для передачи обогащенного метаном эффлюента из системы экстрагирования в реакторный бак.
15. Система переработки по п. 13, отличающаяся тем, что система фракционирования содержит один или более блоков деэтанизации, блоков депропанизации и блоков дебутанизации, а выпуск системы реактора ОКМ гидравлически сообщается со впуском системы фракционирования для передачи продукта ОКМ в потоке продуктов в систему фракционирования.
16. Система переработки по п. 15, отличающаяся тем, что впуск системы реактора ОКМ гидравлически сообщается с выпуском блока деэтанизации системы фракционирования для передачи продукта ОКМ в блок деэтанизации.
17. Система переработки по п. 13, отличающаяся тем, что выпуск системы реактора ОКМ гидравлически сообщается с впуском блока системы экстрагирования для передачи продукта ОКМ в систему экстрагирования.
18. Система переработки по п. 14 или 17, отличающаяся тем, что система экстрагирования выбрана из криогенной системы экстрагирования и системы экстракции поглотительным маслом.
19. Система переработки по п. 14 или 17, отличающаяся тем, что система экстрагирования содержит криогенную систему экстрагирования, при этом криогенная система экстрагирования содержит блок удаления азота и криогенный блок деметанизации для отделения метана от продуктов ОКМ.
20. Система переработки по п. 13, отличающаяся тем, что по меньшей мере один катализатор ОКМ катализирует реакцию ОКМ метана и кислорода при температуре на впуске в реактор в диапазоне от 400°C до 600°C и давлении менее чем 150 psig, при этом реакция преобразует метан по меньшей мере на 10% при однократном проходе и имеет избирательность C2+ по меньшей мере 50%.
21. Система переработки по п. 13, отличающаяся тем, что нановолоконные компоненты содержат каталитические нановолоконные компоненты.
22. Система переработки по п. 13, отличающаяся тем, что впуск системы реактора ОКМ гидравлически сообщается с выпуском системы очистки, выпуском системы экстрагирования или выпуском системы фракционирования, а выпуск системы реактора ОКМ гидравлически сообщается с впуском одной или более из систем экстрагирования и систем фракционирования.
23. Система переработки природного газа, содержащая:
(a) систему реактора окислительной конденсации метана (ОКМ), содержащую по меньшей мере один бак реактора, содержащий по меньшей мере один катализатор ОКМ, размещенный в нем, и выполненную с возможностью функционировать при температуре на впуске в диапазоне от 400°C до 600°C, с получением потока продуктов, содержащего по меньшей мере два различных углеводородных соединения, причем катализатор ОКМ содержит: наноструктурный компонент, который содержит нановолоконный компонент;
(b) систему экстрагирования для отделения по меньшей мере одного неуглеводородного соединения от по меньшей мере одного углеводородного соединения как части потока продуктов или потока сырья в по меньшей мере один бак реактора;
(c) систему фракционирования для разделения по меньшей мере двух различных углеводородных соединений; и
(d) соединительный трубопровод, гидравлически связывающий (i) один или более впусков системы реактора ОКМ с выпуском системы фракционирования и/или системы экстрагирования, или (ii) выпуск системы реактора ОКМ с впуском системы экстрагирования и/или системы фракционирования .
24. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанный первый поток и указанный второй поток направляют в углеводородный процесс.
25. Способ по п. 1, отличающийся тем, что содержание соединений C2+ в указанном втором потоке находится в пределах около 20% от содержания соединений C2+ в части указанного углеводородного процесса, в который направляют второй поток.
26. Способ по п. 1, в котором указанный выходной поток из реактора дополнительно содержит примеси не-C2+.
27. Способ по п. 26, отличающийся тем, что указанные примеси не-C2+ содержат одну или более примесей, включающих азот (N2), кислород (O2), воду (H2O), аргон (Ar), монооксид углерода (CO), двуокись углерода (CO2) и метан (CH4).
28. Способ по п. 26, отличающийся тем, что указанный второй поток имеет содержание указанных соединений не-C2+ меньшее, чем указанный первый поток.
29. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанное одно или более соединений C2+ представляют собой углеводороды с количеством атомов углерода от двух до пяти.
30. Способ по п. 1, отличающийся тем, что соединения C2+ содержат этилен.
31. Способ по п. 1, отличающийся тем, что массовый расход второго потока составляет менее чем 30% от массового расхода потока части углеводородного процесса, в который направляют второй поток.
32. Способ по п. 1, в котором указанное разделение выполняют с помощью системы экстрагирования поглотительным маслом.
33. Способ по п. 1, в котором указанное разделение включает:
подачу указанного выходного потока из реактора, содержащего одно или более соединений C2+ и примесей не- C2+, в бак при первом давлении, при этом бак содержит адсорбирующую среду, причем во время подачи указанного выходного потока из реактора в указанный бак указанный выходной поток из реактора находится в контакте с данной адсорбирующей средой;
изменение давления в баке до второго давления для сброса (i) по меньшей мере некоторых из указанных одного или более соединений C2+ или (ii) указанных примесей не- C2+ из указанной адсорбирующей среды, вследствие чего по меньшей мере некоторые из указанных одного или более соединений C2+ отделяются от указанных примесей не- C2+; и
извлечение по меньшей мере части одного или более соединений C2+.
34. Способ по п. 1, в котором указанное разделение выполняют с помощью одного или более блоков из блоков деэтанизации, блоков депропанизации и блоков дебутанизации.
35. Способ по п. 1, отличающийся тем, что давление в реакторе ОКМ составляет менее чем 150 psig и что при этом одна или более реакций ОКМ преобразует метан по меньшей мере на 10% при однократном проходе и имеет избирательность C2+ по меньшей мере 50%.
36. Способ по п. 1, который дополнительно включает следующую после стадии (b) и перед стадией (c) стадию передачи выходного потока из реактора в систему олигомеризации для получения одного или более высших углеводородных соединений из C2+ соединений в выходном потоке из реактора.
37. Способ по п. 1, в котором указанное разделение выполняют с помощью по меньшей мере части термической энергии, генерируемой в указанных одной или более реакциях ОКМ.
38. Система переработки по п. 23, отличающаяся тем, что система экстрагирования содержит выпускной канал обогащенного метаном эффлюента и что впуск системы реактора ОКМ гидравлически соединен с выпускным каналом системы экстрагирования для обогащенного метаном эффлюента, чтобы обеспечить транспортирование обогащенного метаном эффлюента из системы экстракции в по меньшей мере один бак реактора
39. Система переработки по п. 23, отличающаяся тем, что система фракционирования содержит один или более блоков из блоков деэтанизации, блоков депропанизации и блоков дебутанизации, и выпуск системы реактора ОКМ гидравлически соединен с впуском системы фракционирования для передачи продукта ОКМ в потоке продукта в систему фракционирования.
40. Система переработки по п. 38, отличающаяся тем, что выпуск системы реактора ОКМ гидравлически соединен с впуском блока деэтанизации системы фракционирования для передачи продукта ОКМ в блок деэтанизации.
41. Система переработки по п. 23, отличающаяся тем, что выпуск системы реактора ОКМ гидравлически соединен с впуском системы экстрагирования для передачи продукта ОКМ в систему экстрагирования.
42. Система переработки по п. 23, отличающаяся тем, что система экстрагирования выбрана из криогенной системы экстрагирования и системы экстрагирования поглотительным маслом.
43. Система переработки по п. 23, отличающаяся тем, что система экстрагирования включает криогенную систему экстрагирования, где криогенная система экстрагирования содержит блок удаления азота и криогенный блок деметанизации для отделения метана от продуктов ОКМ.
44. Система переработки по п. 23, отличающаяся тем, что катализатор ОКМ катализирует реакцию ОКМ метана и кислорода при температуре на впуске в реактор в диапазоне от 400°C до 600°C и давлении менее чем 150 psig, при этом реакция преобразует метан по меньшей мере на 10% при однократном проходе и имеет избирательность C2+ по меньшей мере 50%.
45. Система переработки по п. 23, отличающаяся тем, что нановолоконные компоненты содержат каталитические нановолоконные компоненты.
46. Система переработки по п. 23, отличающаяся тем, что впуск системы реактора ОКМ гидравлически соединен с выпуском системы очистки, выпуском системы экстрагирования или выпуском системы фракционирования, а выпуск системы реактора ОКМ гидравлически соединен с впуском одной или более систем из системы экстрагирования и системы фракционирования.
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201261669523P | 2012-07-09 | 2012-07-09 | |
| US61/669,523 | 2012-07-09 | ||
| US201361773669P | 2013-03-06 | 2013-03-06 | |
| US61/773,669 | 2013-03-06 | ||
| PCT/US2013/049742 WO2014011646A1 (en) | 2012-07-09 | 2013-07-09 | Natural gas processing and systems |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015104028A RU2015104028A (ru) | 2016-08-27 |
| RU2664802C2 true RU2664802C2 (ru) | 2018-08-22 |
Family
ID=49879023
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015104028A RU2664802C2 (ru) | 2012-07-09 | 2013-07-09 | Способы и системы переработки природного газа |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (3) | US9670113B2 (ru) |
| EP (2) | EP4177239A1 (ru) |
| AU (1) | AU2013288708B2 (ru) |
| BR (1) | BR112015000393B1 (ru) |
| CA (3) | CA2878665C (ru) |
| MY (1) | MY173214A (ru) |
| RU (1) | RU2664802C2 (ru) |
| WO (1) | WO2014011646A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2800870C2 (ru) * | 2018-10-08 | 2023-07-31 | Чайна Петролеум Энд Кемикл Корпорейшн | Способ и система, предназначенные для отделения легких углеводородов |
Families Citing this family (40)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2724938C (en) | 2009-12-18 | 2017-01-24 | Fluor Technologies Corporation | Modular processing facility |
| US9133079B2 (en) | 2012-01-13 | 2015-09-15 | Siluria Technologies, Inc. | Process for separating hydrocarbon compounds |
| AU2013266250B2 (en) | 2012-05-24 | 2017-07-06 | Lummus Technology Llc | Oxidative coupling of methane systems and methods |
| US9670113B2 (en) | 2012-07-09 | 2017-06-06 | Siluria Technologies, Inc. | Natural gas processing and systems |
| DE102012018602A1 (de) * | 2012-09-20 | 2014-03-20 | Linde Aktiengesellschaft | Anlage und Verfahren zur Herstellung von Ethylen |
| WO2014089479A1 (en) | 2012-12-07 | 2014-06-12 | Siluria Technologies, Inc. | Integrated processes and systems for conversion of methane to multiple higher hydrocarbon products |
| US9394214B2 (en) | 2013-08-30 | 2016-07-19 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Oxygen storage and production of C5+ hydrocarbons |
| WO2015031363A1 (en) | 2013-08-30 | 2015-03-05 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Oxygen storage and production of c5+ hydrocarbons |
| WO2015081122A2 (en) | 2013-11-27 | 2015-06-04 | Siluria Technologies, Inc. | Reactors and systems for oxidative coupling of methane |
| CA2935937A1 (en) | 2014-01-08 | 2015-07-16 | Siluria Technologies, Inc. | Ethylene-to-liquids systems and methods |
| US10377682B2 (en) | 2014-01-09 | 2019-08-13 | Siluria Technologies, Inc. | Reactors and systems for oxidative coupling of methane |
| CA3148421C (en) | 2014-01-09 | 2024-02-13 | Lummus Technology Llc | Oxidative coupling of methane implementations for olefin production |
| CA2946599A1 (en) * | 2014-05-09 | 2015-11-12 | Siluria Technologies, Inc. | Fischer-tropsch based gas to liquids systems and methods |
| US9630138B2 (en) | 2014-06-26 | 2017-04-25 | Uop Llc | Pressure swing adsorption processes and systems for recovery of hydrogen and C2+ hydrocarbons |
| NO3029019T3 (ru) * | 2014-12-05 | 2018-03-03 | ||
| WO2016149507A1 (en) * | 2015-03-17 | 2016-09-22 | Siluria Technologies, Inc. | Oxidative coupling of methane methods and systems |
| US9334204B1 (en) | 2015-03-17 | 2016-05-10 | Siluria Technologies, Inc. | Efficient oxidative coupling of methane processes and systems |
| US10793490B2 (en) | 2015-03-17 | 2020-10-06 | Lummus Technology Llc | Oxidative coupling of methane methods and systems |
| US20160289143A1 (en) * | 2015-04-01 | 2016-10-06 | Siluria Technologies, Inc. | Advanced oxidative coupling of methane |
| US9328297B1 (en) | 2015-06-16 | 2016-05-03 | Siluria Technologies, Inc. | Ethylene-to-liquids systems and methods |
| EP3310743A4 (en) * | 2015-06-16 | 2019-02-13 | Siluria Technologies, Inc. | SYSTEMS AND METHODS FOR CONVERTING ETHYLENE TO LIQUIDS |
| WO2017064255A1 (en) * | 2015-10-15 | 2017-04-20 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for the oxidative coupling of methane |
| WO2017065947A1 (en) | 2015-10-16 | 2017-04-20 | Siluria Technologies, Inc. | Separation methods and systems for oxidative coupling of methane |
| DE102016200564A1 (de) * | 2016-01-18 | 2017-07-20 | Linde Aktiengesellschaft | Prozess zur Gewinnung von Ethylen aus Methan |
| DE102016200561A1 (de) * | 2016-01-18 | 2017-07-20 | Linde Aktiengesellschaft | Prozess zur Gewinnung von Ethylen aus Methan |
| EP4071131A1 (en) | 2016-04-13 | 2022-10-12 | Lummus Technology LLC | Apparatus and method for exchanging heat |
| EP3249153A1 (de) * | 2016-05-24 | 2017-11-29 | Linde Aktiengesellschaft | Verfahren und anordnung zur förderung von erdöl und/oder erdgas |
| RU2659078C1 (ru) * | 2016-06-15 | 2018-06-28 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт катализа им. Г.К. Борескова Сибирского отделения Российской академии наук | Катализатор, способ приготовления катализатора и способы окислительной конверсии углеводородов, гидрирования оксидов углерода и углеводородов |
| WO2018118105A1 (en) | 2016-12-19 | 2018-06-28 | Siluria Technologies, Inc. | Methods and systems for performing chemical separations |
| CN106831292B (zh) * | 2017-01-05 | 2019-06-11 | 中石化上海工程有限公司 | 甲烷氧化偶联制乙烯反应产物的分离工艺 |
| HUE064375T2 (hu) | 2017-05-23 | 2024-03-28 | Lummus Technology Inc | Metán oxidatív csatolási folyamatainak integrálása |
| WO2019010498A1 (en) | 2017-07-07 | 2019-01-10 | Siluria Technologies, Inc. | SYSTEMS AND METHODS FOR OXIDIZING METHANE COUPLING |
| US10787890B2 (en) | 2017-10-20 | 2020-09-29 | Fluor Technologies Corporation | Integrated configuration for a steam assisted gravity drainage central processing facility |
| EP3704214A4 (en) * | 2017-10-31 | 2021-07-28 | Fluor Technologies Corporation | MODULAR CRACKER PROCESSING PLANT |
| US10441915B2 (en) | 2017-11-09 | 2019-10-15 | Apache Corporation | Natural gas liquids recovery from pressure swing adsorption and vacuum swing adsorption |
| US10646817B2 (en) | 2017-11-09 | 2020-05-12 | Apache Corporation | Porous materials for natural gas liquids separations |
| US11717784B1 (en) | 2020-11-10 | 2023-08-08 | Solid State Separation Holdings, LLC | Natural gas adsorptive separation system and method |
| WO2022203985A1 (en) * | 2021-03-24 | 2022-09-29 | Brown University | Direct conversion of methane to c2 and higher hydrocarbons |
| EP4082996B1 (en) * | 2021-04-29 | 2023-10-11 | TotalEnergies OneTech | Non-catalytic oxidative coupling of methane |
| CN114383382A (zh) * | 2021-12-10 | 2022-04-22 | 四川杰瑞恒日天然气工程有限公司 | Lng的制取系统及制取方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5523493A (en) * | 1993-10-15 | 1996-06-04 | Institut Francais Du Petrole | Process for the production of at least one alkyl tertiobutyl ether from natural gas |
| US6444869B2 (en) * | 1999-10-04 | 2002-09-03 | Uop Llc | Process for producing ethylene |
| RU2412147C2 (ru) * | 2005-10-20 | 2011-02-20 | Линде Акциенгезельшафт | Способ рекуперации водорода и метана из потока крекинг-газа в низкотемпературной части установки для получения этилена |
| RU2447048C1 (ru) * | 2010-10-14 | 2012-04-10 | Закрытое акционерное общество "ШАГ" | Комбинированный способ производства этилена и его производных и электроэнергии из природного газа |
Family Cites Families (540)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR649429A (fr) | 1927-01-28 | 1928-12-21 | Ig Farbenindustrie Ag | Procédé pour la séparation continue de mélanges de liquides |
| US2324172A (en) | 1940-10-31 | 1943-07-13 | Standard Oil Co | Processing well fluids |
| US2486980A (en) | 1946-02-01 | 1949-11-01 | Phillips Petroleum Co | Catalytic vapor phase hydration of ethylene |
| US2577701A (en) | 1946-05-20 | 1951-12-04 | Shell Dev | Fractionation process |
| US2643216A (en) | 1950-08-10 | 1953-06-23 | Phillips Petroleum Co | Device and process for converting hydrocarbons |
| US2579601A (en) | 1950-08-16 | 1951-12-25 | Shell Dev | Olefin hydration process |
| US2621216A (en) | 1950-08-17 | 1952-12-09 | Shell Dev | Production of ethylene |
| GB733336A (en) | 1951-06-20 | 1955-07-13 | Ici Ltd | Improvements in and relating to the production of lower alkenes |
| US2673221A (en) | 1952-01-18 | 1954-03-23 | Eastman Kodak Co | Process of producing ethyl alcohol by hydration of ethylene |
| US2943125A (en) | 1954-08-07 | 1960-06-28 | Ziegler | Production of dimers and low molecular polymerization products from ethylene |
| US2880592A (en) | 1955-11-10 | 1959-04-07 | Phillips Petroleum Co | Demethanization of cracked gases |
| US2906795A (en) | 1957-07-31 | 1959-09-29 | Texaco Inc | Recovery and utilization of normally gaseous olefins |
| US2926751A (en) | 1958-09-22 | 1960-03-01 | Fluor Corp | Organic carbonate process for carbon dioxide |
| US3094569A (en) | 1958-10-20 | 1963-06-18 | Union Carbide Corp | Adsorptive separation process |
| US3128317A (en) | 1961-01-13 | 1964-04-07 | Texaco Inc | Selective hydrogenation of acetylene in ethylene with a zeolitic catalyst |
| GB1016049A (en) | 1964-04-10 | 1966-01-05 | Lummus Co | A process for the liquefaction of a gas |
| US3325556A (en) | 1964-05-18 | 1967-06-13 | Universal Oil Prod Co | Selective hydrogenation of acetylene in a mixture of acetylene and other unsaturated hydrocarbons |
| US3459678A (en) | 1966-01-03 | 1969-08-05 | Eastman Kodak Co | Olefin hydration catalyst |
| US3516262A (en) | 1967-05-01 | 1970-06-23 | Mc Donnell Douglas Corp | Separation of gas mixtures such as methane and nitrogen mixtures |
| DE1551612B1 (de) | 1967-12-27 | 1970-06-18 | Messer Griesheim Gmbh | Verfluessigungsverfahren fuer Gasgemische mittels fraktionierter Kondensation |
| US3584071A (en) | 1968-03-01 | 1971-06-08 | Gulf Research Development Co | Telomerization of ethylene |
| US3686334A (en) | 1969-01-13 | 1972-08-22 | Exxon Research Engineering Co | Direct hydration of ethylene to ethanol |
| DE1905517B2 (de) | 1969-02-05 | 1977-01-27 | Hoechst Ag, 6000 Frankfurt | Vorrichtung zur herstellung von 1,2-dichloraethan |
| GB1312974A (en) | 1969-05-29 | 1973-04-11 | Toyo Soda Mfg Co Ltd | Process and catalyst for dimerization of alpha-olefins |
| JPS4823056B1 (ru) | 1969-08-20 | 1973-07-11 | ||
| US3702886A (en) | 1969-10-10 | 1972-11-14 | Mobil Oil Corp | Crystalline zeolite zsm-5 and method of preparing the same |
| US3709669A (en) | 1970-12-28 | 1973-01-09 | Texaco Development Corp | Methane production |
| US3761540A (en) | 1971-04-30 | 1973-09-25 | Phillips Petroleum Co | Alkylation of isoparaffin with ethylene and a higher olefin |
| US3754052A (en) | 1972-01-14 | 1973-08-21 | Sun Research Development | Ethylene alkylation resulting in alkylate with high proportion of 2,3-dimethylbutane |
| US3862257A (en) | 1972-04-17 | 1975-01-21 | Exxon Research Engineering Co | Modified ziegler catalyst for alpha olefin wax synthesis |
| US3900526A (en) | 1972-05-02 | 1975-08-19 | Phillips Petroleum Co | Selective removal of 1,2 polyenes and acetylenic compounds from conjugated-diene feed using a nickel, iron or cobalt arsenide catalyst |
| US3751878A (en) | 1972-10-20 | 1973-08-14 | Union Carbide Corp | Bulk separation of carbon dioxide from natural gas |
| US3966644A (en) | 1973-08-03 | 1976-06-29 | American Cyanamid Company | Shaped catalyst particles |
| US4012452A (en) | 1973-12-17 | 1977-03-15 | National Distillers And Chemical Corporation | Olefin hydration process |
| DE2429770C3 (de) | 1974-06-21 | 1981-04-16 | Deutsche Texaco Ag, 2000 Hamburg | Verfahren zur Herstellung von niederen Alkoholen durch direkte katalytische Hydratisierung niederer Olefine |
| US4090949A (en) | 1974-07-31 | 1978-05-23 | Mobil Oil Corportion | Upgrading of olefinic gasoline with hydrogen contributors |
| US3931349A (en) | 1974-09-23 | 1976-01-06 | Mobil Oil Corporation | Conversion of methanol to gasoline components |
| DE2540257B2 (de) | 1975-09-10 | 1977-06-02 | Hoechst Ag, 6000 Frankfurt | Verfahren zur herstellung von 1,2- dichloraethan |
| US4115086A (en) | 1975-12-22 | 1978-09-19 | Fluor Corporation | Recovery of light hydrocarbons from refinery gas |
| SU681032A1 (ru) | 1976-02-23 | 1979-08-25 | Грозненский филиал Охтинского научно-производственного объединения "Пластполимер" | Способ получени димеров и содимеров -олефинов |
| GB1572168A (en) | 1976-04-06 | 1980-07-23 | Ici Ltd | Hydrogenation catalyst and process |
| US4132745A (en) | 1976-06-25 | 1979-01-02 | Institut Francais Du Petrole | Process for isomerizing 1-butene to 2-butene |
| US4140504A (en) | 1976-08-09 | 1979-02-20 | The Ortloff Corporation | Hydrocarbon gas processing |
| US4107224A (en) | 1977-02-11 | 1978-08-15 | Mobil Oil Corporation | Manufacture of ethyl benzene |
| US4367353A (en) | 1977-12-21 | 1983-01-04 | Imperial Chemical Industries Limited | Catalytic hydrogenation and purification |
| US4232177A (en) | 1979-02-21 | 1980-11-04 | Chemical Research & Licensing Company | Catalytic distillation process |
| JPS5918374B2 (ja) | 1978-11-14 | 1984-04-26 | 三井東圧化学株式会社 | アニソ−ル類を出発物質とするオルトアルキル化フエノ−ル類の選択的製造方法 |
| USRE31010E (en) | 1979-04-09 | 1982-08-10 | Chem Systems Inc. | Preparation of carboxylic acid esters with BF3 complex catalyst |
| US4211885A (en) | 1979-05-15 | 1980-07-08 | Phillips Petroleum Company | High octane gasoline components from catalytic cracking gasoline, propylene, and isobutane by disproportionation, cleavage and alkylation |
| FR2458524A1 (fr) | 1979-06-08 | 1981-01-02 | Inst Francais Du Petrole | Procede d'hydrogenation selective d'une fraction d'hydrocarbures renfermant 2 ou 3 atomes de carbone par molecule |
| DE3064972D1 (en) | 1979-11-20 | 1983-10-27 | Ici Plc | Hydrogenation catalyst material, a precursor thereto, method of making the latter and use of the catalyst for selective hydrogenation |
| US4311851A (en) | 1979-12-19 | 1982-01-19 | Chem Systems Inc. | Preparation of carboxylic acid esters with BF3 -alcohol complex catalyst |
| US4314090A (en) | 1980-08-18 | 1982-02-02 | The Dow Chemical Company | Linear alpha olefin production |
| US4418045A (en) | 1980-09-19 | 1983-11-29 | Nippon Shokubai Kagaku Kogyo Co., Ltd. | Method for disposal of waste gas and apparatus therefor |
| US4328130A (en) | 1980-10-22 | 1982-05-04 | Chevron Research Company | Shaped channeled catalyst |
| US4394303A (en) | 1981-05-12 | 1983-07-19 | Chevron Research Company | Large pore shaped hydroprocessing catalysts |
| US4370156A (en) | 1981-05-29 | 1983-01-25 | Standard Oil Company (Indiana) | Process for separating relatively pure fractions of methane and carbon dioxide from gas mixtures |
| US4469905A (en) | 1981-11-04 | 1984-09-04 | Union Oil Company Of California | Process for producing and extracting C2 to C6 alcohols |
| US4439213A (en) | 1981-12-30 | 1984-03-27 | The C. M. Kemp Manufacturing Co. | Nitrogen generation system |
| US4523049A (en) | 1984-04-16 | 1985-06-11 | Atlantic Richfield Company | Methane conversion process |
| US4629718A (en) | 1982-08-30 | 1986-12-16 | Atlantic Richfield Company | Alkali promoted manganese oxide compositions containing silica and/or alkaline earth oxides |
| US4554395A (en) | 1982-08-30 | 1985-11-19 | Atlantic Richfield Company | Methane conversion |
| US4567307A (en) | 1982-08-30 | 1986-01-28 | Atlantic Richfield Company | Two-step methane conversion process |
| DK147705C (da) | 1982-09-07 | 1985-05-13 | Haldor Topsoe As | Fremgangsmaade til fremstilling af carbonhydrider ud fra syntesegas |
| US4552644A (en) | 1982-09-30 | 1985-11-12 | Stone & Webster Engineering Corporation | Duocracking process for the production of olefins from both heavy and light hydrocarbons |
| DE3406751A1 (de) | 1982-10-07 | 1985-08-29 | Baerns, Manfred, Prof. Dr., 4630 Bochum | Verfahren der oxidativen kopplung von methan zu c(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)-kohlenwasserstoffen, verfahren zur herstellung der katalysatoren und vorrichtungen zur durchfuehrung der oxidativen kopplung |
| US4765883A (en) | 1982-10-20 | 1988-08-23 | Stone & Webster Engineering Corporation | Process for the production of aromatics benzene, toluene, xylene (BTX) from heavy hydrocarbons |
| US4440956A (en) | 1982-10-25 | 1984-04-03 | The Dow Chemical Company | Selective hydrogenation of acetylenes in the presence of butadiene and catalyst used in the hydrogenation |
| US5003124A (en) | 1982-11-17 | 1991-03-26 | Chemical Research & Licensing Company | Oligomerization process |
| US4433185A (en) | 1983-04-04 | 1984-02-21 | Mobil Oil Corporation | Two stage system for catalytic conversion of olefins with distillate and gasoline modes |
| US4465887A (en) | 1983-06-27 | 1984-08-14 | Standard Oil Company (Indiana) | Process for producing butylene polymers having molecular weights in the range of from about 400 to 5000 molecular weight |
| US4777313A (en) | 1983-08-12 | 1988-10-11 | Atlantic Richfield Company | Boron-promoted reducible metal oxides and methods of their use |
| US4519824A (en) | 1983-11-07 | 1985-05-28 | The Randall Corporation | Hydrocarbon gas separation |
| US4511747A (en) | 1984-02-01 | 1985-04-16 | Mobil Oil Corporation | Light olefin conversion to heavier hydrocarbons with sorption recovery of unreacted olefin vapor |
| US4551438A (en) | 1984-04-11 | 1985-11-05 | Chevron Research Company | Oligomerization of liquid olefin over a nickel-containing silicaceous crystalline molecular sieve and hydrocarbyl aluminum halide |
| US4489215A (en) * | 1984-04-16 | 1984-12-18 | Atlantic Richfield Company | Methane conversion |
| EP0161833B1 (en) | 1984-05-03 | 1994-08-03 | Mobil Oil Corporation | Catalytic dewaxing of light and heavy oils in dual parallel reactors |
| EP0177327B1 (en) | 1984-10-02 | 1990-01-24 | The Standard Oil Company | Upgrading low molecular weight alkanes |
| US5055627A (en) | 1985-01-07 | 1991-10-08 | Chemical Research & Licensing Company | Process for the preparation of cumene |
| US4754093A (en) | 1985-02-28 | 1988-06-28 | Amoco Corporation | Conversion of a lower alkane |
| US4754091A (en) | 1985-02-28 | 1988-06-28 | Amoco Corporation | Conversion of a lower alkane |
| US4814539A (en) | 1985-02-28 | 1989-03-21 | Amoco Corporation | Conversion of a lower alkane |
| US4751336A (en) | 1985-02-28 | 1988-06-14 | Amoco Corporation | Conversion of a lower alkane |
| US4895823A (en) | 1985-03-19 | 1990-01-23 | Phillips Petroleum Company | Composition of matter for oxidative conversion of organic compounds |
| US5959170A (en) | 1985-05-24 | 1999-09-28 | Atlantic Richfield Company | Methane conversion process |
| NZ216388A (en) | 1985-06-14 | 1990-01-29 | Grace W R & Co | Catalytic conversion of methane into hydrogen and higher hydrocarbons |
| US4891457A (en) | 1985-09-13 | 1990-01-02 | Hartley Owen | Multistage process for converting olefins to heavier hydrocarbons |
| US4717782A (en) | 1985-09-13 | 1988-01-05 | Mobil Oil Corporation | Catalytic process for oligomerizing ethene |
| US5080872A (en) | 1985-09-26 | 1992-01-14 | Amoco Corporation | Temperature regulating reactor apparatus and method |
| DE3534530A1 (de) | 1985-09-27 | 1987-04-09 | Manfred Prof Dr Baerns | Kontinuierliches verfahren zur oxidativen kopplung von methan zu c(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)(pfeil abwaerts)+(pfeil abwaerts)-kohlenwasserstoffen in gegenwart von katalysatoren |
| US4673664A (en) | 1985-10-07 | 1987-06-16 | American Cyanamid Company | Shape for extruded catalyst support particles and catalysts |
| GB8600260D0 (en) | 1986-01-07 | 1986-02-12 | British Petroleum Co Plc | Chemical process |
| EP0230356B1 (en) | 1986-01-09 | 1991-06-12 | Research Association For Utilization Of Light Oil | Production of high-octane gasoline blending stock |
| GB2191212B (en) | 1986-06-05 | 1990-02-07 | British Petroleum Co Plc | Integrated process for the production of liquid hydrocarbons from methane |
| US5473027A (en) | 1986-06-20 | 1995-12-05 | Chevron Chemical Company | Production of blow molding polyethylene resin |
| FR2600556A1 (fr) | 1986-06-27 | 1987-12-31 | Rhone Poulenc Chim Base | Nouveau catalyseur a base de nickel et/ou de cobalt, sa preparation et son utilisation a la production de methane |
| US4822944A (en) | 1986-07-11 | 1989-04-18 | The Standard Oil Company | Energy efficient process for upgrading light hydrocarbons and novel oxidative coupling catalysts |
| US5012028A (en) | 1986-07-11 | 1991-04-30 | The Standard Oil Company | Process for upgrading light hydrocarbons using oxidative coupling and pyrolysis |
| US4801762A (en) | 1987-02-13 | 1989-01-31 | Atlantic Richfield Company | Methane conversion process |
| US5591315A (en) | 1987-03-13 | 1997-01-07 | The Standard Oil Company | Solid-component membranes electrochemical reactor components electrochemical reactors use of membranes reactor components and reactor for oxidation reactions |
| US4822477A (en) | 1987-06-11 | 1989-04-18 | Mobil Oil Corporation | Integrated process for gasoline production |
| US4769047A (en) | 1987-06-29 | 1988-09-06 | Shell Oil Company | Process for the production of ethylene oxide |
| FR2618786B1 (fr) | 1987-07-31 | 1989-12-01 | Bp Chimie Sa | Procede de polymerisation d'olefines en phase gazeuse dans un reacteur a lit fluidise |
| US4865820A (en) | 1987-08-14 | 1989-09-12 | Davy Mckee Corporation | Gas mixer and distributor for reactor |
| EP0303438A3 (en) | 1987-08-14 | 1989-12-27 | DAVY McKEE CORPORATION | Production of synthesis gas from hydrocarbonaceous feedstock |
| US4855524A (en) | 1987-11-10 | 1989-08-08 | Mobil Oil Corporation | Process for combining the operation of oligomerization reactors containing a zeolite oligomerization catalyst |
| US4831203A (en) | 1987-12-16 | 1989-05-16 | Mobil Oil Corporation | Integrated production of gasoline from light olefins in a fluid cracking process plant |
| US4855528A (en) | 1988-02-05 | 1989-08-08 | Exxon Chemical Patents Inc. | Catalysts and process for oligomerization of olefins with nickel-containing zeolite catalysts |
| US4950311A (en) | 1988-03-07 | 1990-08-21 | White Jr Donald H | Heaterless adsorption system for combined purification and fractionation of air |
| FR2629451B1 (fr) | 1988-04-05 | 1991-07-12 | Inst Francais Du Petrole | Procede de production d'olefines a partir du gaz naturel |
| US4966874A (en) | 1988-05-18 | 1990-10-30 | Exxon Chemical Patents Inc. | Process for preparing linear alpha-olefins using zirconium adducts as catalysts |
| US4849571A (en) | 1988-05-20 | 1989-07-18 | Atlantic Richfield Company | Hydrocarbon production |
| US4835331A (en) | 1988-05-23 | 1989-05-30 | Uop | Process for the oligomerization of olefinic hydrocarbons |
| US4962261A (en) | 1988-06-20 | 1990-10-09 | Uop | Process for upgrading methane to higher carbon number hydrocarbons |
| US5095161A (en) * | 1988-06-20 | 1992-03-10 | Uop | Process and catalyst for upgrading methane to higher carbon number hydrocarbons |
| US4939311A (en) | 1988-08-17 | 1990-07-03 | Amoco Corporation | Catalysts for the oxidative conversion of methane to higher hydrocarbons |
| US5024984A (en) | 1988-08-17 | 1991-06-18 | Amoco Corporation | Catalysts for the oxidative conversion of methane to higher hydrocarbons |
| US5034565A (en) | 1988-09-26 | 1991-07-23 | Mobil Oil Corporation | Production of gasoline from light olefins in a fluidized catalyst reactor system |
| US4889545A (en) | 1988-11-21 | 1989-12-26 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
| US4935568A (en) | 1988-12-05 | 1990-06-19 | Mobil Oil Corporation | Multistage process for oxygenate conversion to hydrocarbons |
| FR2641531B1 (fr) | 1989-01-06 | 1991-05-03 | Inst Francais Du Petrole | Procede de production d'olefines a partir du gaz naturel |
| US4900347A (en) | 1989-04-05 | 1990-02-13 | Mobil Corporation | Cryogenic separation of gaseous mixtures |
| NZ234288A (en) | 1989-06-30 | 1992-11-25 | Broken Hill Pty Co Ltd | Activating a catalyst containing oxide or carbonate in a hydrogen-containing atmosphere and apparatus therefor |
| US5118898A (en) | 1989-06-30 | 1992-06-02 | The Broken Hill Proprietary Company Limited | Process for the production of olefins by combined methane oxidative coupling/hydrocarbon pyrolysis |
| US5015799A (en) * | 1989-07-06 | 1991-05-14 | Amoco Corporation | Oxidative coupling process for converting methane and/or natural gas to more transportable products |
| US5004852A (en) | 1989-08-24 | 1991-04-02 | Mobil Oil Corp. | Two-stage process for conversion of olefins to high octane gasoline |
| DE3930533C1 (ru) | 1989-09-13 | 1991-05-08 | Degussa Ag, 6000 Frankfurt, De | |
| US5171333A (en) | 1990-01-09 | 1992-12-15 | Uop | Methane purification by pressure swing adsorption |
| US5041405A (en) | 1990-02-22 | 1991-08-20 | The Texas A & M University System | Lithium/magnesium oxide catalyst and method of making |
| DE4039960A1 (de) | 1990-03-23 | 1991-09-26 | Hoechst Ag | Verfahren und vorrichtung zur herstellung von 1,2-dichlorethan |
| US5057468A (en) | 1990-05-21 | 1991-10-15 | Chemical Research & Licensing Company | Catalytic distillation structure |
| US5057638A (en) | 1990-06-22 | 1991-10-15 | Chevron Research And Technology Company | Process for making 1-hexene from 1-butene |
| GB9018409D0 (en) | 1990-08-22 | 1990-10-03 | Ici Plc | Catalysts |
| US5263998A (en) | 1990-08-22 | 1993-11-23 | Imperial Chemical Industries Plc | Catalysts |
| US5168090A (en) | 1990-10-04 | 1992-12-01 | Monsanto Company | Shaped oxidation catalyst structures for the production of maleic anhydride |
| US5132472A (en) | 1990-10-17 | 1992-07-21 | Sun Refining And Marketing Company | Catalytic oxidation of alkanes |
| US5414157A (en) | 1990-10-17 | 1995-05-09 | Sun Company, Inc. (R&M) | Catalytic oxidation of alkanes |
| FR2669921B1 (fr) | 1990-12-04 | 1995-07-21 | Inst Francais Du Petrole | Procede de conversion de l'ethylene en olefines alpha legeres. |
| GB9028034D0 (en) | 1990-12-24 | 1991-02-13 | Isis Innovation | Improved processes for the conversion of methane to synthesis gas |
| US5240474A (en) | 1991-01-23 | 1993-08-31 | Air Products And Chemicals, Inc. | Air separation by pressure swing adsorption with a high capacity carbon molecular sieve |
| US5449850A (en) | 1991-03-12 | 1995-09-12 | Exxon Chemical Patents Inc. | Process for oligomerizing C3 and higher olefins using zirconium adducts as catalysts (CS-467) |
| EP0585247B1 (en) | 1991-05-02 | 1995-07-05 | Exxon Research And Engineering Company | Catalytic cracking process and apparatus |
| US5179056A (en) | 1991-05-06 | 1993-01-12 | Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation | Production of alkenyl alkanoate catalysts |
| FR2676748B1 (fr) | 1991-05-21 | 1993-08-13 | Inst Francais Du Petrole | Procede de production d'hydrocarbures liquides a partir du gaz naturel, en presence d'un catalyseur a base de zeolithe et de gallium. |
| JP3424928B2 (ja) | 1991-07-08 | 2003-07-07 | ハンツマン スペシャルティー ケミカルズ コーポレイション | 無水マレイン酸の高生産性製造方法 |
| US5196634A (en) | 1991-10-11 | 1993-03-23 | Amoco Corporation | Hydrocarbon conversion |
| US5198596A (en) | 1991-10-11 | 1993-03-30 | Amoco Corporation | Hydrocarbon conversion |
| US5245109A (en) | 1991-10-11 | 1993-09-14 | Amoco Corporation | Hydrocarbon conversion |
| US5811618A (en) | 1991-10-16 | 1998-09-22 | Amoco Corporation | Ethylene trimerization |
| US5599510A (en) | 1991-12-31 | 1997-02-04 | Amoco Corporation | Catalytic wall reactors and use of catalytic wall reactors for methane coupling and hydrocarbon cracking reactions |
| US5254781A (en) | 1991-12-31 | 1993-10-19 | Amoco Corporation | Olefins process which combines hydrocarbon cracking with coupling methane |
| US5395981A (en) | 1992-06-22 | 1995-03-07 | Uop | Hydrocarbon conversion by catalytic distillation |
| US5849973A (en) | 1992-07-08 | 1998-12-15 | Gas Research Institute | Oxidative coupling catalyst |
| FR2693455B1 (fr) | 1992-07-09 | 1994-09-30 | Inst Francais Du Petrole | Procédé de fabrication d'oléfines alpha légères par oligomérisation de l'éthylène. |
| US5336825A (en) | 1992-07-10 | 1994-08-09 | Council Of Scientific & Industrial Research | Integrated two step process for conversion of methane to liquid hydrocarbons of gasoline range |
| US5306854A (en) | 1992-07-10 | 1994-04-26 | Council Of Scientific & Industrial Research | Two step process for production of liquid hydrocarbons from natural gas |
| US5245099A (en) | 1992-07-22 | 1993-09-14 | Uop | PSA process for recovery or ethylene |
| IT1255710B (it) | 1992-10-01 | 1995-11-10 | Snam Progetti | Procedimento integrato per produrre olefine da miscele gassose contenenti metano |
| US5861353A (en) | 1992-10-06 | 1999-01-19 | Montecatini Tecnologie S.R.L. | Catalyst in granular form for 1,2-dichloroethane synthesis |
| IT1256156B (it) | 1992-10-06 | 1995-11-29 | Montecatini Tecnologie Srl | Catalizzatore in granuli particolarmente per la deidrogenazione ossidativa di metanolo a formaldeide |
| IT1255945B (it) | 1992-10-30 | 1995-11-17 | Eniricerche Spa | Procedimento e catalizzatore per la trasformazione del metano in prodotti idrocarburici superiori. |
| US5817904A (en) | 1992-12-11 | 1998-10-06 | Repsol Petroleo S.A. | Method for the conversion of methane into longer chain hydrocarbons |
| US5763722A (en) | 1992-12-11 | 1998-06-09 | Repsol Petroleo S.A. | Method for the methane chemical conversion into C2 hydrocarbons |
| KR960003790B1 (ko) | 1992-12-31 | 1996-03-22 | 한국과학기술원 | 신규한 변형 마그네슘 옥사이드 촉매 조성물 및 그의 제조방법 |
| CA2087578C (en) | 1993-01-19 | 1998-10-27 | William Kevin Reagen | Preparing catalyst for olefin polymerization |
| US5414170A (en) | 1993-05-12 | 1995-05-09 | Stone & Webster Engineering Corporation | Mixed phase front end C2 acetylene hydrogenation |
| EP0634211A1 (en) | 1993-07-16 | 1995-01-18 | Texaco Development Corporation | Oxidative coupling of methane on manganese oxide octahedral molecular sieve catalyst |
| US5659090A (en) | 1993-10-15 | 1997-08-19 | Institut Francais Du Petrole | Steps in a process for the production of at least one alkyl tertiobutyl ether from natural gas |
| DE4338416C1 (de) | 1993-11-10 | 1995-04-27 | Linde Ag | Löslicher Katalysator für die Herstellung von linearen alpha-Olefinen durch Oligomerisierung von Ethylen |
| DE4338414C1 (de) | 1993-11-10 | 1995-03-16 | Linde Ag | Verfahren zur Herstellung linearer Olefine |
| US6355093B1 (en) | 1993-12-08 | 2002-03-12 | Eltron Research, Inc | Two component-three dimensional catalysis |
| US5510306A (en) | 1993-12-29 | 1996-04-23 | Shell Oil Company | Process for isomerizing linear olefins to isoolefins |
| FR2715154B1 (fr) | 1994-01-14 | 1996-04-05 | Inst Francais Du Petrole | Procédé de production d'oléfines alpha légères de pureté améliorée par oligomérisation, de l'éthylène. |
| US5462583A (en) * | 1994-03-04 | 1995-10-31 | Advanced Extraction Technologies, Inc. | Absorption process without external solvent |
| US5714657A (en) | 1994-03-11 | 1998-02-03 | Devries; Louis | Natural gas conversion to higher hydrocarbons |
| US5712217A (en) | 1995-06-05 | 1998-01-27 | Council Of Scientific & Industrial Research | Supported catalyst with mixed lanthanum and other rare earth oxides |
| US5457256A (en) | 1994-06-06 | 1995-10-10 | Uop | Process for separating dehydrogenation products |
| FR2721837B1 (fr) | 1994-07-01 | 1996-08-30 | Inst Francais Du Petrole | Catalyseur d'oxydation resistant a des temperatures elevees, son procede de preparation et procede de combustion utilisant un tel catalyseur |
| KR100364470B1 (ko) | 1994-07-15 | 2003-02-05 | 이데미쓰세끼유가가꾸가부시끼가이샤 | 고강성 폴리프로필렌계수지 및 그것을 이용한 블로우성형체 |
| RU2118634C1 (ru) | 1994-10-03 | 1998-09-10 | Санио Петрокемикал Ко., Лтд. | Способ получения ароматических углеводородов |
| IT1274052B (it) | 1994-10-07 | 1997-07-14 | Azionaria Costruzioni Automati | Metodo per l'espansione di astucci e per la loro alimentazione ad una linea di riempimento. |
| US5568737A (en) | 1994-11-10 | 1996-10-29 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
| JP2925963B2 (ja) | 1994-12-05 | 1999-07-28 | 石油公団 | メタンの酸化カップリング方法とその装置 |
| GB9424547D0 (en) | 1994-12-06 | 1995-01-25 | Bp Chem Int Ltd | Ethylene conversion process |
| GB9502342D0 (en) | 1995-02-07 | 1995-03-29 | Exxon Chemical Patents Inc | Hydrocarbon treatment and catalyst therefor |
| US5749937A (en) | 1995-03-14 | 1998-05-12 | Lockheed Idaho Technologies Company | Fast quench reactor and method |
| US6821500B2 (en) | 1995-03-14 | 2004-11-23 | Bechtel Bwxt Idaho, Llc | Thermal synthesis apparatus and process |
| US7576296B2 (en) | 1995-03-14 | 2009-08-18 | Battelle Energy Alliance, Llc | Thermal synthesis apparatus |
| US6303092B1 (en) | 1995-04-10 | 2001-10-16 | Air Products And Chemicals, Inc. | Process for operating equilibrium controlled reactions |
| EP0822969B1 (en) | 1995-04-27 | 1999-06-02 | Abb Lummus Global Inc. | Process for converting olefinic hydrocarbons using spent fcc catalyst |
| US5679241A (en) | 1995-05-17 | 1997-10-21 | Abb Lummus Global Inc. | Olefin plant recovery system employing catalytic distillation |
| US5819555A (en) | 1995-09-08 | 1998-10-13 | Engdahl; Gerald | Removal of carbon dioxide from a feed stream by carbon dioxide solids separation |
| DE19533486A1 (de) | 1995-09-12 | 1997-03-13 | Basf Ag | Monomodale und polymodale Katalysatorträger und Katalysatoren mit engen Porengrößenverteilungen und deren Herstellverfahren |
| DE19533484A1 (de) | 1995-09-12 | 1997-03-13 | Basf Ag | Monomodale und polymodale Katalysatorträger und Katalysatoren mit engen Porengrößenverteilungen und deren Herstellverfahren |
| US5656064A (en) | 1995-10-04 | 1997-08-12 | Air Products And Chemicals, Inc. | Base treated alumina in pressure swing adsorption |
| DE19601750A1 (de) | 1996-01-19 | 1997-07-24 | Basf Ag | Verfahren zur Oxidation und Oxidehydrierung von Kohlenwasserstoffen in der Wirbelschicht |
| US5897945A (en) | 1996-02-26 | 1999-04-27 | President And Fellows Of Harvard College | Metal oxide nanorods |
| FR2748018B1 (fr) | 1996-04-26 | 1998-06-26 | Inst Francais Du Petrole | Procede ameliore de conversion de l'ethylene en olefines alpha legeres avec utilisation d'additifs a base de sels d'ammonium quaternaire |
| FR2748020B1 (fr) | 1996-04-26 | 1998-06-26 | Inst Francais Du Petrole | Procede ameliore de conversion de l'ethylene en butene-1 avec utilisation d'additifs a base de polyethyleneglycols et de leurs derives |
| US5780003A (en) | 1996-08-23 | 1998-07-14 | Uop Llc | Crystalline manganese phosphate compositions |
| US5877363A (en) | 1996-09-23 | 1999-03-02 | Catalytic Distillation Technologies | Process for concurrent selective hydrogenation of acetylenes and 1,2 butadine in hydrocarbon streams |
| US6486373B1 (en) | 1996-11-05 | 2002-11-26 | Mobil Oil Corporation | Shape selective zeolite catalyst and its use in aromatic compound conversion |
| GB9626324D0 (en) | 1996-12-19 | 1997-02-05 | Bp Chem Int Ltd | Process |
| FR2759922B1 (fr) | 1997-02-25 | 1999-05-07 | Inst Francais Du Petrole | Composition catalytique amelioree pour la conversion de l'ethylene en olefines alpha legeres |
| US5936135A (en) | 1997-05-02 | 1999-08-10 | Council Of Scientific & Industrial Research | Process for the preparation of hydrocarbons |
| US5856257A (en) | 1997-05-16 | 1999-01-05 | Phillips Petroleum Company | Olefin production |
| GB9712165D0 (en) | 1997-06-11 | 1997-08-13 | Air Prod & Chem | Processes and apparatus for producing a gaseous product |
| FR2764524B1 (fr) | 1997-06-17 | 1999-07-16 | Inst Francais Du Petrole | Composition catalytique et procede pour l'oligomerisation de l'ethylene, en particulier en butene-1 et/ou hexene-1 |
| US6153149A (en) | 1997-08-06 | 2000-11-28 | The Trustees Of Princeton University | Adaptive feedback control flow reactor |
| CA2304681C (en) | 1997-10-08 | 2008-12-09 | Shell Canada Limited | Flameless combustor process heater |
| US20020182124A1 (en) | 1997-10-14 | 2002-12-05 | William M. Woodard | Olefin production process |
| US6048472A (en) | 1997-12-23 | 2000-04-11 | Air Products And Chemicals, Inc. | Production of synthesis gas by mixed conducting membranes |
| DE19809532C1 (de) | 1998-03-05 | 1999-04-15 | Karlsruhe Forschzent | Verfahren zur Carboxylierung von terminalen Alkinen |
| US6114400A (en) | 1998-09-21 | 2000-09-05 | Air Products And Chemicals, Inc. | Synthesis gas production by mixed conducting membranes with integrated conversion into liquid products |
| US6379586B1 (en) | 1998-10-20 | 2002-04-30 | The Boc Group, Inc. | Hydrocarbon partial oxidation process |
| US6602920B2 (en) * | 1998-11-25 | 2003-08-05 | The Texas A&M University System | Method for converting natural gas to liquid hydrocarbons |
| US6096934A (en) | 1998-12-09 | 2000-08-01 | Uop Llc | Oxidative coupling of methane with carbon conservation |
| DE19910964A1 (de) | 1999-03-12 | 2000-09-21 | Krupp Uhde Gmbh | Verfahren zur Herstellung von Ethylendichlorid (EDC) |
| ES2250072T3 (es) | 1999-06-24 | 2006-04-16 | Eni S.P.A. | Composicion catalitica para la aromatizacion de hidrocarburos. |
| CN1100028C (zh) | 1999-07-22 | 2003-01-29 | 中国石油化工集团公司 | 一种异构烷烃与烯烃的烷基化方法 |
| US6146549A (en) | 1999-08-04 | 2000-11-14 | Eltron Research, Inc. | Ceramic membranes for catalytic membrane reactors with high ionic conductivities and low expansion properties |
| US7663011B2 (en) | 1999-09-07 | 2010-02-16 | Lummus Technology Inc. | Mesoporous material with active metals |
| DE19959873A1 (de) | 1999-12-10 | 2001-06-13 | Basf Ag | Oxidationsreaktionen unter Verwendung von gemischtleitenden sauerstoffselektiven Membranen |
| FR2802833B1 (fr) | 1999-12-24 | 2002-05-10 | Inst Francais Du Petrole | Composition catalytique et procede pour l'oligomerisation de l'ethylene, en particulier en hexene-1 |
| US6380451B1 (en) | 1999-12-29 | 2002-04-30 | Phillips Petroleum Company | Methods for restoring the heat transfer coefficient of an oligomerization reactor |
| US6726850B1 (en) | 2000-01-14 | 2004-04-27 | Sebastian C. Reyes | Catalytic partial oxidation using staged oxygen addition |
| IT1317757B1 (it) | 2000-02-03 | 2003-07-15 | Enitecnologie Spa | Metodo per la preparazione di idrocarburi idrogenati. |
| US6455015B1 (en) | 2000-02-16 | 2002-09-24 | Uop Llc | Fluid-solid contacting chambers having multi-conduit, multi-nozzle fluid distribution |
| DE10009017A1 (de) | 2000-02-25 | 2001-09-06 | Basf Ag | Geformte Katalysatoren |
| EP1303546B1 (en) | 2000-04-06 | 2006-08-30 | Ineos Europe Limited | Process for the gas phase polymerisation of olefins |
| US6596912B1 (en) | 2000-05-24 | 2003-07-22 | The Texas A&M University System | Conversion of methane to C4+ aliphatic products in high yields using an integrated recycle reactor system |
| GB0016895D0 (en) | 2000-07-11 | 2000-08-30 | Bp Chem Int Ltd | Olefin oligomerisation |
| US6660812B2 (en) | 2000-07-13 | 2003-12-09 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Production of olefin derivatives |
| US6447745B1 (en) | 2000-08-01 | 2002-09-10 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Catalytic oxidation process |
| AU2001283076A1 (en) | 2000-08-14 | 2002-02-25 | Chevron U.S.A. Inc. | Use of microchannel reactors in combinatorial chemistry |
| US6726832B1 (en) | 2000-08-15 | 2004-04-27 | Abb Lummus Global Inc. | Multiple stage catalyst bed hydrocracking with interstage feeds |
| US6468501B1 (en) | 2000-09-14 | 2002-10-22 | Chevrontexaco Corporation | Method for heteroatom lattice substitution in large and extra-large pore borosilicate zeolites |
| US6403523B1 (en) | 2000-09-18 | 2002-06-11 | Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation | Catalysts for the oxidative dehydrogenation of hydrocarbons |
| US6518476B1 (en) | 2000-09-18 | 2003-02-11 | Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation | Methods for manufacturing olefins from lower alkans by oxidative dehydrogenation |
| AU2001286258A1 (en) | 2000-09-20 | 2002-04-02 | Teikoku Oil Co., Ltd | Method for partial oxidation of methane using dense, oxygen selective permeation ceramic membrane |
| US6538169B1 (en) | 2000-11-13 | 2003-03-25 | Uop Llc | FCC process with improved yield of light olefins |
| US6660894B1 (en) | 2000-11-21 | 2003-12-09 | Phillips Petroleum Company | Process for upgrading an oligomerization product |
| DE10101695A1 (de) | 2001-01-15 | 2002-07-18 | Basf Ag | Verfahren zur heterogen katalysierten Gasphasenpartialoxidation von Vorläuferverbindungen der (Meth)acrylsäure |
| US6669916B2 (en) | 2001-02-12 | 2003-12-30 | Praxair Technology, Inc. | Method and apparatus for purifying carbon dioxide feed streams |
| US6509292B1 (en) | 2001-03-30 | 2003-01-21 | Sud-Chemie Inc. | Process for selective hydrogenation of acetylene in an ethylene purification process |
| ITMI20010782A1 (it) | 2001-04-12 | 2002-10-12 | Enitecnologie Spa | Procedimento per ottenere un carburante taglio diesel mediante oligomerizzazione di olefine o loro miscele |
| US6683019B2 (en) | 2001-06-13 | 2004-01-27 | Abb Lummus Global Inc. | Catalyst for the metathesis of olefin(s) |
| US6635103B2 (en) | 2001-07-20 | 2003-10-21 | New Jersey Institute Of Technology | Membrane separation of carbon dioxide |
| US7316804B2 (en) | 2001-08-02 | 2008-01-08 | Ineos Usa Llc | Flow reactors for chemical conversions with heterogeneous catalysts |
| US6703429B2 (en) | 2001-08-23 | 2004-03-09 | Chevron U.S.A. Inc. | Process for converting synthesis gas into hydrocarbonaceous products |
| FR2829707B1 (fr) | 2001-09-19 | 2003-12-12 | Air Liquide | Procede et dispositif de melange de deux gaz reactifs |
| US6921516B2 (en) | 2001-10-15 | 2005-07-26 | General Motors Corporation | Reactor system including auto ignition and carbon suppression foam |
| US6783659B2 (en) | 2001-11-16 | 2004-08-31 | Chevron Phillips Chemical Company, L.P. | Process to produce a dilute ethylene stream and a dilute propylene stream |
| US6764602B2 (en) | 2001-11-29 | 2004-07-20 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Process of removing oxygenated contaminants from an olefin composition |
| US6768035B2 (en) | 2002-01-31 | 2004-07-27 | Chevron U.S.A. Inc. | Manufacture of high octane alkylate |
| US6747066B2 (en) | 2002-01-31 | 2004-06-08 | Conocophillips Company | Selective removal of oxygen from syngas |
| JP4245298B2 (ja) | 2002-02-27 | 2009-03-25 | ダイセル化学工業株式会社 | 気体反応成分の供給制御方法および制御装置 |
| US6610124B1 (en) | 2002-03-12 | 2003-08-26 | Engelhard Corporation | Heavy hydrocarbon recovery from pressure swing adsorption unit tail gas |
| US20030233019A1 (en) | 2002-03-19 | 2003-12-18 | Sherwood Steven P. | Gas to liquid conversion process |
| US6713657B2 (en) | 2002-04-04 | 2004-03-30 | Chevron U.S.A. Inc. | Condensation of olefins in fischer tropsch tail gas |
| US20030189202A1 (en) | 2002-04-05 | 2003-10-09 | Jun Li | Nanowire devices and methods of fabrication |
| US7093445B2 (en) | 2002-05-31 | 2006-08-22 | Catalytica Energy Systems, Inc. | Fuel-air premixing system for a catalytic combustor |
| FR2840607A1 (fr) | 2002-06-10 | 2003-12-12 | Bp Lavera | Procede de conversion du methane en ethane |
| US6759562B2 (en) | 2002-07-24 | 2004-07-06 | Abb Lummus Global Inc. | Olefin plant recovery system employing a combination of catalytic distillation and fixed bed catalytic steps |
| US6964934B2 (en) | 2002-08-28 | 2005-11-15 | Albemarle Netherlands B.V. | Process for the preparation of doped pentasil-type zeolite using doped seeds |
| JP2006520317A (ja) | 2002-09-18 | 2006-09-07 | ボード オブ リージェンツ ユニバーシティ オブ テキサス システム | 金属および磁性材料のペプチドを媒介した合成 |
| CN1182038C (zh) | 2002-10-11 | 2004-12-29 | 清华大学 | 合成稀土氢氧化物或氧化物纳米线及其纳米粉体的方法 |
| KR20060002741A (ko) | 2002-12-20 | 2006-01-09 | 사솔 테크날러지 (프로프라이어터리) 리미티드 | 올레핀의 삼량체화 |
| US7484385B2 (en) | 2003-01-16 | 2009-02-03 | Lummus Technology Inc. | Multiple reflux stream hydrocarbon recovery process |
| US20040158113A1 (en) | 2003-02-06 | 2004-08-12 | Girish Srinivas | Catalysts and process for converting fuel gases to gasoline |
| US20130025201A1 (en) | 2003-02-07 | 2013-01-31 | Dalton Robert C | High energy transport gas and method to transport same |
| US8277525B2 (en) | 2003-02-07 | 2012-10-02 | Dalton Robert C | High energy transport gas and method to transport same |
| US7196238B2 (en) | 2003-03-10 | 2007-03-27 | Fortum Oyj | Process for dimerizing light olefins |
| US7932296B2 (en) | 2003-03-16 | 2011-04-26 | Kellogg Brown & Root Llc | Catalytic partial oxidation reforming for syngas processing and products made therefrom |
| CA2427722C (en) | 2003-04-29 | 2007-11-13 | Ebrahim Bagherzadeh | Preparation of catalyst and use for high yield conversion of methane to ethylene |
| GB0311774D0 (en) | 2003-05-22 | 2003-06-25 | Bp Chem Int Ltd | Production of olefins |
| KR101110800B1 (ko) | 2003-05-28 | 2012-07-06 | 도꾸리쯔교세이호진 상교기쥬쯔 소고겡뀨죠 | 히드록실기 함유 화합물의 제조 방법 |
| CN1261216C (zh) | 2003-05-30 | 2006-06-28 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种含分子筛的烃类裂化催化剂及其制备方法 |
| US7214841B2 (en) | 2003-07-15 | 2007-05-08 | Abb Lummus Global Inc. | Processing C4 olefin streams for the maximum production of propylene |
| WO2005019109A1 (ja) | 2003-08-26 | 2005-03-03 | Matsushita Electric Industrial Co., Ltd. | マンガン酸化物ナノ構造体の製造方法とそのマンガン酸化物ナノ構造体を用いた酸素還元電極 |
| US7183451B2 (en) | 2003-09-23 | 2007-02-27 | Synfuels International, Inc. | Process for the conversion of natural gas to hydrocarbon liquids |
| US7208647B2 (en) | 2003-09-23 | 2007-04-24 | Synfuels International, Inc. | Process for the conversion of natural gas to reactive gaseous products comprising ethylene |
| US7223895B2 (en) | 2003-11-18 | 2007-05-29 | Abb Lummus Global Inc. | Production of propylene from steam cracking of hydrocarbons, particularly ethane |
| US7199273B2 (en) | 2003-11-24 | 2007-04-03 | Exxonmobil Chemical Patents, Inc. | Selective hydrogenation of alkynes and/or diolefins |
| JP2005161225A (ja) | 2003-12-03 | 2005-06-23 | Nissan Motor Co Ltd | 排ガス浄化用触媒 |
| US7923109B2 (en) | 2004-01-05 | 2011-04-12 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Inorganic nanowires |
| US7589041B2 (en) | 2004-04-23 | 2009-09-15 | Massachusetts Institute Of Technology | Mesostructured zeolitic materials, and methods of making and using the same |
| US20130292300A1 (en) | 2004-04-23 | 2013-11-07 | Massachusetts Institute Of Technology | Mesostructured zeolitic materials suitable for use in hydrocracking catalyst compositions and methods of making and using the same |
| US7375048B2 (en) | 2004-04-29 | 2008-05-20 | Basf Catalysts Llc | ZSM-5 additive |
| US7550644B2 (en) | 2004-05-10 | 2009-06-23 | Precision Combustion, Inc. | Isobutane alkylation |
| DE102004029147B4 (de) | 2004-06-17 | 2008-01-03 | Uhde Gmbh | Verfahren und Vorrichtung zur Herstellung von 1,2-Dichlorethan mittels Direktchlorierung |
| FR2873116B1 (fr) | 2004-07-15 | 2012-11-30 | Inst Francais Du Petrole | Procede d'oligomerisation des olefines utilisant un catalyseur a base de silice-alumine |
| US7207192B2 (en) | 2004-07-28 | 2007-04-24 | Kellogg Brown & Root Llc | Secondary deethanizer to debottleneck an ethylene plant |
| US7141705B2 (en) | 2004-08-05 | 2006-11-28 | Catalytic Distillation Technologies | Etherification process |
| US20060283780A1 (en) | 2004-09-01 | 2006-12-21 | Sud-Chemie Inc., | Desulfurization system and method for desulfurizing a fuel stream |
| EP1632467A1 (en) | 2004-09-06 | 2006-03-08 | Research Institute of Petroleum Industry | Improved catalyst for direct conversion of methane to ethane and ethylene |
| US20060084830A1 (en) | 2004-10-20 | 2006-04-20 | Catalytic Distillation Technologies | Selective hydrogenation process and catalyst |
| US7361622B2 (en) | 2005-11-08 | 2008-04-22 | Rohm And Haas Company | Multi-staged catalyst systems and process for converting alkanes to alkenes and to their corresponding oxygenated products |
| US20080194900A1 (en) * | 2004-12-10 | 2008-08-14 | Bhirud Vasant L | Steam Cracking with Naphtha Dearomatization |
| US7683227B2 (en) | 2004-12-22 | 2010-03-23 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Production of aromatic hydrocarbons from methane |
| DE102004063090A1 (de) | 2004-12-22 | 2006-07-06 | Uhde Gmbh | Verfahren zur Herstellung von 1,2-Dichlorethan mittels Direktchlorierung |
| DE102004061772A1 (de) | 2004-12-22 | 2006-07-06 | Basf Ag | Verfahren zur Herstellung von Propen aus Propan |
| FR2880018B1 (fr) | 2004-12-27 | 2007-02-23 | Inst Francais Du Petrole | Production de propylene mettant en oeuvre la dimerisation de l'ethylene en butene-1, l'hydro-isomerisation en butene-2 et la metathese par l'ethylene |
| US20060173224A1 (en) | 2005-02-01 | 2006-08-03 | Catalytic Distillation Technologies | Process and catalyst for selective hydrogenation of dienes and acetylenes |
| US7525002B2 (en) | 2005-02-28 | 2009-04-28 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Gasoline production by olefin polymerization with aromatics alkylation |
| US7566428B2 (en) | 2005-03-11 | 2009-07-28 | Saint-Gobain Ceramics & Plastics, Inc. | Bed support media |
| US7888541B2 (en) | 2005-04-15 | 2011-02-15 | Catalytic Distillation Technologies | Double bond hydroisomerization of butenes |
| DE102005019596A1 (de) | 2005-04-27 | 2006-11-02 | Süd-Chemie AG | Katalysatorträger |
| GB0512377D0 (en) | 2005-06-17 | 2005-07-27 | Exxonmobil Chem Patents Inc | Oligomerisation of olefins with zeolite catalyst |
| SG164387A1 (en) | 2005-07-27 | 2010-09-29 | Chevron Phillips Chemical Co | A selective hydrogenation catalyst and methods of making and using same |
| EP1748039B1 (en) | 2005-07-29 | 2013-01-23 | Linde AG | Method for deactivation of an organometallic catalyst |
| EP1749806B1 (en) | 2005-07-29 | 2008-10-15 | Linde AG | Method for preparing linear alpha-olefins with improved heat removal |
| EP1749807A1 (en) | 2005-08-02 | 2007-02-07 | Linde AG | Method for producing linear alpha-olefins with improved product distribution |
| DK200600854A (en) | 2005-09-02 | 2007-03-03 | Topsoe Haldor As | Process and catalyst for hydrogenation of carbon oxides |
| WO2007028153A2 (en) | 2005-09-02 | 2007-03-08 | Hrd Corp. | Catalyst and method for converting low molecular weight paraffinic hydrocarbons into alkenes and organic compounds with carbon numbers of 2 or more |
| US9363487B2 (en) | 2005-09-08 | 2016-06-07 | Avigilon Fortress Corporation | Scanning camera-based video surveillance system |
| US7915196B2 (en) | 2005-10-07 | 2011-03-29 | Alliance For Sustainable Energy, Llc | Attrition resistant fluidizable reforming catalyst |
| KR20080069211A (ko) | 2005-10-28 | 2008-07-25 | 바스프 에스이 | Ｃ1-ｃ4-알칸으로부터 방향족 탄화수소를 합성하는 방법,및 ｃ1-ｃ4-알칸 함유 생성물 흐름의 이용법 |
| US7550638B2 (en) | 2005-11-16 | 2009-06-23 | Equistar Chemicals, Lp | Integrated cracking and metathesis process |
| DE102005061897A1 (de) | 2005-12-23 | 2007-06-28 | Degussa Gmbh | Verfahren zur Herstellung von pulverförmigen Feststoffen |
| US7521394B2 (en) | 2005-12-29 | 2009-04-21 | The Board Of Trustees Of The University Of Illinois | Nanoparticles containing titanium oxide |
| JP5330635B2 (ja) | 2006-01-20 | 2013-10-30 | 豊田通商株式会社 | プロピレンの製造方法、触媒の再生方法、固体酸触媒 |
| US7993599B2 (en) | 2006-03-03 | 2011-08-09 | Zeropoint Clean Tech, Inc. | Method for enhancing catalyst selectivity |
| US7977519B2 (en) | 2006-04-21 | 2011-07-12 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Production of aromatic hydrocarbons from methane |
| AU2007241001B2 (en) | 2006-04-21 | 2010-12-02 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Process for methane conversion |
| CN101460432B (zh) | 2006-04-21 | 2013-04-03 | 埃克森美孚化学专利公司 | 由甲烷制备芳烃 |
| AU2007245193B2 (en) | 2006-04-21 | 2010-12-02 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Process for methane conversion |
| RU2459789C2 (ru) | 2006-04-21 | 2012-08-27 | Эксонмобил Кемикэл Пейтентс Инк. | Получение ароматических соединений из метана |
| GB0608277D0 (en) | 2006-04-27 | 2006-06-07 | Accentus Plc | Process for preparing liquid hydrocarbons |
| CA2621688C (en) | 2006-05-02 | 2014-04-08 | Dow Global Technologies Inc. | High-density polyethylene compositions, method of making the same, wire and cable jackets made therefrom, and method of making such wire and cable jackets |
| US8129572B2 (en) | 2006-06-07 | 2012-03-06 | Basf Se | Process for codimerizing olefins |
| DE102006027334A1 (de) | 2006-06-13 | 2008-01-10 | Evonik Degussa Gmbh | Verfahren zur Herstellung von Metalloxidpulvern |
| DE102006027335A1 (de) | 2006-06-13 | 2008-01-10 | Evonik Degussa Gmbh | Verfahren zur Herstellung von Metallmischoxidpulvern |
| DE102006027302A1 (de) | 2006-06-13 | 2008-01-10 | Evonik Degussa Gmbh | Verfahren zur Herstellung von Mischoxidpulvern |
| US8454721B2 (en) | 2006-06-21 | 2013-06-04 | Cambrios Technologies Corporation | Methods of controlling nanostructure formations and shapes |
| EP1886985B1 (en) | 2006-07-31 | 2009-09-02 | Saudi Basic Industries Corporation | Process for oligomerization of ethylene and/or alpha-olefins |
| KR20090057255A (ko) | 2006-08-14 | 2009-06-04 | 메이오 파운데이션 포 메디칼 에쥬케이션 앤드 리써치 | 희토 나노입자 |
| CN101134913B (zh) | 2006-08-31 | 2011-05-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种烃类催化转化方法 |
| US7824574B2 (en) | 2006-09-21 | 2010-11-02 | Eltron Research & Development | Cyclic catalytic upgrading of chemical species using metal oxide materials |
| US7687048B1 (en) | 2006-09-28 | 2010-03-30 | Uop Llc | Amine treatment in light olefin processing |
| DE102006055973A1 (de) | 2006-11-24 | 2008-05-29 | Borsig Gmbh | Wärmetauscher zur Kühlung von Spaltgas |
| ES2319007B1 (es) | 2006-12-07 | 2010-02-16 | Rive Technology, Inc. | Metodos para fabricar materiales zeoliticos mesoestructurados. |
| US9103586B2 (en) | 2006-12-16 | 2015-08-11 | Kellogg Brown & Root Llc | Advanced C2-splitter feed rectifier |
| CA2672449A1 (en) | 2006-12-19 | 2008-06-26 | Jean-Marie Basset | Process for converting methane into a higher alkane mixture |
| US7586018B2 (en) | 2006-12-21 | 2009-09-08 | Uop Llc | Oxygenate conversion to olefins with dimerization and metathesis |
| EA016012B1 (ru) | 2007-02-16 | 2012-01-30 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ и устройство для уменьшения содержания добавок в углеводородном потоке |
| US7589246B2 (en) | 2007-04-04 | 2009-09-15 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Production of aromatics from methane |
| CA2684896A1 (en) | 2007-04-25 | 2008-11-06 | Hrd Corp. | Catalyst and method for converting natural gas to higher carbon compounds |
| KR100931792B1 (ko) * | 2007-05-25 | 2009-12-11 | 주식회사 엘지화학 | 탄화수소 수증기 열분해용 촉매, 그의 제조방법 및 이를이용한 올레핀의 제조방법 |
| WO2008150451A2 (en) | 2007-05-30 | 2008-12-11 | Velocys, Inc. | Oxidative coupling of methane |
| EP2014635A1 (en) | 2007-06-12 | 2009-01-14 | Bp Oil International Limited | Process for converting ethane into liquid alkane mixtures |
| US7799209B2 (en) | 2007-06-29 | 2010-09-21 | Uop Llc | Process for recovering power from FCC product |
| US7879119B2 (en) | 2007-07-20 | 2011-02-01 | Kellogg Brown & Root Llc | Heat integration and condensate treatment in a shift feed gas saturator |
| US9617196B2 (en) | 2007-08-03 | 2017-04-11 | Hitachi Zosen Corporation | Catalyst for methanation of carbon oxides, preparation method of the catalyst and process for the methanation |
| US20100185034A1 (en) | 2007-08-03 | 2010-07-22 | Mitsui Chemicals , Inc | Process for producing aromatic hydrocarbon |
| FI120627B (fi) | 2007-08-24 | 2009-12-31 | Neste Oil Oyj | Menetelmä olefiinien oligomeroimiseksi |
| TW200918486A (en) | 2007-09-18 | 2009-05-01 | Asahi Kasei Chemicals Corp | Process for production of propylene |
| EP2045013A1 (en) | 2007-10-03 | 2009-04-08 | Bp Oil International Limited | Solid metal compound, preparations and uses thereof |
| US8206498B2 (en) | 2007-10-25 | 2012-06-26 | Rive Technology, Inc. | Methods of recovery of pore-forming agents for mesostructured materials |
| WO2009071463A2 (de) | 2007-12-03 | 2009-06-11 | Basf Se | Oxidative methankopplung via membranreaktor |
| SG186615A1 (en) | 2007-12-12 | 2013-01-30 | Saudi Basic Ind Corp | Catalyst composition for oligomerization of ethylene oligomerization process and method for its preparation |
| US8404189B2 (en) | 2007-12-14 | 2013-03-26 | Dow Technology Investments Llc | Oxygen/hydrocarbon rapid (high shear) gas mixer, particularly for the production of ethylene oxide |
| CN100563829C (zh) | 2008-02-03 | 2009-12-02 | 山东省科学院能源研究所 | 整体式负载型碳分子筛催化剂及其制备方法应用 |
| US7847140B2 (en) | 2008-02-13 | 2010-12-07 | Karl Chuang | Process for making higher olefins |
| AU2009215687B2 (en) | 2008-02-18 | 2011-03-24 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for the conversion of ethane to aromatic hydrocarbons |
| US8071063B2 (en) | 2008-02-21 | 2011-12-06 | Exxonmobile Research And Engineering Company | Separation of hydrogen from hydrocarbons utilizing zeolitic imidazolate framework materials |
| US7687041B2 (en) | 2008-02-27 | 2010-03-30 | Kellogg Brown & Root Llc | Apparatus and methods for urea production |
| US8071836B2 (en) | 2008-03-13 | 2011-12-06 | Fina Technology, Inc. | Process for toluene and methane coupling in a microreactor |
| EP2103586A1 (en) | 2008-03-20 | 2009-09-23 | Bp Oil International Limited | Process for converting methane into ethane in a membrane reactor |
| JP5656826B2 (ja) | 2008-04-08 | 2015-01-21 | ビーエーエスエフ ソシエタス・ヨーロピアＢａｓｆ Ｓｅ | メタン及びメタン含有混合物を脱水素芳香族化するための触媒 |
| CN102056657A (zh) | 2008-04-09 | 2011-05-11 | 万罗赛斯公司 | 使用微通道工艺技术将碳质材料转化为甲烷、甲醇和/或二甲醚的方法 |
| JP5290403B2 (ja) | 2008-04-29 | 2013-09-18 | レイセオン カンパニー | 和−差方位識別技法を用いる小開口呼び掛け機アンテナシステム |
| US7968020B2 (en) | 2008-04-30 | 2011-06-28 | Kellogg Brown & Root Llc | Hot asphalt cooling and pelletization process |
| US20090277837A1 (en) | 2008-05-06 | 2009-11-12 | Chunqing Liu | Fluoropolymer Coated Membranes |
| WO2009140790A1 (en) | 2008-05-21 | 2009-11-26 | Dalian Institute Of Chemical Physics, Chinese Academy Of Sciences | Production of aromatics from methane |
| US8293805B2 (en) | 2008-05-29 | 2012-10-23 | Schlumberger Technology Corporation | Tracking feedstock production with micro scale gas-to-liquid units |
| BRPI0803895B1 (pt) | 2008-07-03 | 2018-08-14 | Oxiteno S.A. Indústria E Comércio | Processo para a produção de hidrocarbonetos leves a partir de gases ricos em metano, pilha a combustível de óxido sólido utilizada para a produção de hidrocarbonetos leves a partir de gases ricos em metano, e, catalisador para a produção de hidrocarbonetos leves a partir de gases ricos em metano |
| US20100000153A1 (en) | 2008-07-07 | 2010-01-07 | Kyrogen Usa, Llc | Remote micro-scale gtl products for uses in oil- and gas-field and pipeline applications |
| US7993500B2 (en) | 2008-07-16 | 2011-08-09 | Calera Corporation | Gas diffusion anode and CO2 cathode electrolyte system |
| US8163070B2 (en) | 2008-08-01 | 2012-04-24 | Wolfgang Georg Hees | Method and system for extracting carbon dioxide by anti-sublimation at raised pressure |
| JP5298195B2 (ja) | 2008-08-12 | 2013-09-25 | ルマス テクノロジー インコーポレイテッド | 統合されたプロピレン生成 |
| GB0816703D0 (en) | 2008-09-12 | 2008-10-22 | Johnson Matthey Plc | Shaped heterogeneous catalysts |
| US8119848B2 (en) | 2008-10-01 | 2012-02-21 | Catalytic Distillation Technologies | Preparation of alkylation feed |
| TWI468223B (zh) | 2008-10-20 | 2015-01-11 | Huntsman Petrochemical Llc | 經改良之三瓣形馬來酸酐觸媒及製造馬來酸酐的方法 |
| CN101387019B (zh) | 2008-10-24 | 2012-05-09 | 上海应用技术学院 | 介孔二氧化硅分子筛纤维的制备方法 |
| DE102008064275A1 (de) | 2008-12-20 | 2010-07-01 | Bayer Technology Services Gmbh | Verfahren zur oxidativen Kupplung von Methan und Herstellung von Synthesegas |
| EP2291550A1 (en) | 2008-12-23 | 2011-03-09 | Calera Corporation | Low-energy electrochemical hydroxide system and method |
| EP2384520A1 (en) | 2008-12-23 | 2011-11-09 | Calera Corporation | Low-energy electrochemical proton transfer system and method |
| US8912109B2 (en) | 2008-12-29 | 2014-12-16 | Fina Technology, Inc. | Catalyst with an ion-modified binder |
| US8524625B2 (en) | 2009-01-19 | 2013-09-03 | Rive Technology, Inc. | Compositions and methods for improving the hydrothermal stability of mesostructured zeolites by rare earth ion exchange |
| US8815080B2 (en) | 2009-01-26 | 2014-08-26 | Lummus Technology Inc. | Adiabatic reactor to produce olefins |
| US8178053B2 (en) | 2009-02-20 | 2012-05-15 | H R D Corporation | System and method for gas reaction |
| WO2010104989A1 (en) | 2009-03-10 | 2010-09-16 | Calera Corporation | Systems and methods for processing co2 |
| US8378162B2 (en) | 2009-03-13 | 2013-02-19 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Process for methane conversion |
| US8399527B1 (en) | 2009-03-17 | 2013-03-19 | Louisiana Tech University Research Foundation; A Division Of Louisiana Tech University Foundation, Inc. | Bound cobalt nanowires for Fischer-Tropsch synthesis |
| US8575410B2 (en) | 2009-03-31 | 2013-11-05 | Uop Llc | Process for oligomerizing dilute ethylene |
| US8021620B2 (en) | 2009-03-31 | 2011-09-20 | Uop Llc | Apparatus for oligomerizing dilute ethylene |
| US8748681B2 (en) | 2009-03-31 | 2014-06-10 | Uop Llc | Process for oligomerizing dilute ethylene |
| US8710286B2 (en) | 2009-03-31 | 2014-04-29 | Fina Technology, Inc. | Oxidative coupling of hydrocarbons as heat source |
| BRPI1015393B1 (pt) | 2009-05-08 | 2018-08-14 | Mitsubishi Chemical Corporation | Processo de produção de propileno, zeólita e catalisador |
| US20120065412A1 (en) | 2009-05-20 | 2012-03-15 | Basf Se | System and process for producing higher-value hydrocarbons from methane |
| US8715392B2 (en) | 2009-05-21 | 2014-05-06 | Battelle Memorial Institute | Catalyzed CO2-transport membrane on high surface area inorganic support |
| US9089832B2 (en) | 2009-06-29 | 2015-07-28 | Fina Technology, Inc. | Catalysts for oxidative coupling of hydrocarbons |
| US8912381B2 (en) | 2009-06-29 | 2014-12-16 | Fina Technology, Inc. | Process for the oxidative coupling of methane |
| US8450546B2 (en) | 2009-06-29 | 2013-05-28 | Fina Technology, Inc. | Process for the oxidative coupling of hydrocarbons |
| DE102009031305A1 (de) | 2009-06-30 | 2011-01-05 | Uhde Gmbh | Katalysatorbeschichteter Träger, Verfahren zu dessen Herstellung, ein damit ausgestatteter Reaktor und dessen Verwendung |
| ES2439261T3 (es) | 2009-07-24 | 2014-01-22 | Linde Ag | Procedimiento de preparación de alfa-olefinas lineales |
| US8592732B2 (en) | 2009-08-27 | 2013-11-26 | Korea University Research And Business Foundation | Resistive heating device for fabrication of nanostructures |
| DE102009039149A1 (de) | 2009-08-31 | 2011-03-03 | Uhde Gmbh | Katalytische Membranmaterial-Beschichtung |
| US8901359B2 (en) | 2009-09-03 | 2014-12-02 | Christopher Brown | Adsorption process for the dehydration of alcohol |
| EP2295474A1 (en) | 2009-09-11 | 2011-03-16 | Total Petrochemicals Research Feluy | Process for recycling product streams separated from a hydrocarbon-containing feed stream. |
| CN102548657B (zh) | 2009-09-30 | 2015-01-21 | 埃克森美孚化学专利公司 | 由甲烷制备芳族化合物 |
| WO2011050359A1 (en) | 2009-10-23 | 2011-04-28 | Massachusetts Institute Of Technology | Biotemplated inorganic materials |
| CN102093157A (zh) | 2009-12-09 | 2011-06-15 | 中国科学院兰州化学物理研究所 | 甲烷直接转化制乙烯及合成气的联合工艺过程 |
| GB0921875D0 (en) | 2009-12-15 | 2010-01-27 | Lucite Int Uk Ltd | A continuous process for the carbonylation of ethylene |
| CN101747927B (zh) | 2009-12-31 | 2012-08-08 | 金浦新材料股份有限公司 | 一种乙烯裂解抑焦剂 |
| US20110171121A1 (en) | 2010-01-08 | 2011-07-14 | Rive Technology, Inc. | Compositions and methods for making stabilized mesoporous materials |
| US8658750B2 (en) | 2010-03-09 | 2014-02-25 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | System and method for selective trimerization |
| US20110257454A1 (en) | 2010-04-20 | 2011-10-20 | Fina Technology, Inc. | Use of an Additive in the Coupling of Toluene with a Carbon Source |
| US8399726B2 (en) | 2010-04-20 | 2013-03-19 | Fina Technology Inc | Reactors and processes for the oxidative coupling of hydrocarbons |
| US8722950B2 (en) | 2010-04-26 | 2014-05-13 | Saudi Basic Industries Corporation | Process for producing propylene and aromatics from butenes by metathesis and aromatization |
| AU2010353079B2 (en) | 2010-05-10 | 2014-12-11 | Trussmatic Oy | Method and apparatus for manufacturing a wooden construction made of rod-like members |
| FR2960234B1 (fr) | 2010-05-18 | 2013-11-01 | Inst Francais Du Petrole | Procede de dimerisation de l'ethylene en butene-1 utilisant une composition comprenant un complexe a base de titane et un ligand alcoxy fonctionnalise par un hetero-atome. |
| MX2012013521A (es) | 2010-05-24 | 2013-04-08 | Siluria Technologies Inc | Catalizadores de nanoalambre, su preparacion y uso de los mismos. |
| WO2011163626A2 (en) | 2010-06-24 | 2011-12-29 | Rutgers, The State University Of New Jersey | Spinel catalysts for water and hydrocarbon oxidation |
| US8282709B2 (en) | 2010-06-29 | 2012-10-09 | The Governors Of The University Of Alberta | Removal of ethane from natural gas at high pressure |
| US8585802B2 (en) | 2010-07-09 | 2013-11-19 | Arnold Keller | Carbon dioxide capture and liquefaction |
| AU2010357037B2 (en) | 2010-07-09 | 2014-01-16 | Haldor Topsoe A/S | Process for converting biogas to a gas rich in methane |
| US20120197053A1 (en) | 2010-09-21 | 2012-08-02 | Synfuels International., Inc. | System and method for the production of liquid fuels |
| FR2964982B1 (fr) | 2010-09-22 | 2013-03-08 | Commissariat Energie Atomique | Procede pour eliminer les residus de catalyseur metallique a la surface de fils elabores par croissance catalytique |
| US9079815B2 (en) | 2010-10-06 | 2015-07-14 | Exelus Inc | Production of a high octane alkylate from ethylene and isobutene |
| US8395005B2 (en) | 2010-10-13 | 2013-03-12 | Equistar Chemicals, Lp | Production of 1-butene and propylene from ethylene |
| WO2012058517A2 (en) | 2010-10-28 | 2012-05-03 | Novarials Corporation | Ceramic nanowire membranes and methods of making the same |
| CN103260747B (zh) | 2010-11-16 | 2016-06-22 | 罗地亚管理公司 | 氧化铝催化剂载体 |
| CN102125825B (zh) | 2010-12-02 | 2012-05-23 | 河北工业大学 | 一种ZrO2纳米管负载B2O3催化剂的制备方法 |
| CN103298842B (zh) | 2010-12-17 | 2016-08-31 | 尤尼威蒂恩技术有限责任公司 | 从聚烯烃吹扫气体产物回收烃的系统以及方法 |
| AU2011348031A1 (en) | 2010-12-24 | 2013-06-27 | Sapphire Energy, Inc. | Production of aromatics from renewable resources |
| US8871670B2 (en) | 2011-01-05 | 2014-10-28 | The Board Of Trustees Of The University Of Illinois | Defect engineering in metal oxides via surfaces |
| US20120215045A1 (en) | 2011-02-22 | 2012-08-23 | Fina Technology, Inc. | Staged Injection of Oxygen for Oxidative Coupling or Dehydrogenation Reactions |
| US9676695B2 (en) | 2011-03-02 | 2017-06-13 | Aither Chemical LLC | Methods for integrated natural gas purification and products produced therefrom |
| WO2012122233A2 (en) | 2011-03-07 | 2012-09-13 | The Regents Of The University Of California | Metal-organic framework adsorbants for composite gas separation |
| CA2830370A1 (en) | 2011-04-08 | 2012-10-11 | Rive Technology, Inc. | Mesoporous framework-modified zeolites |
| BR112013030226A2 (pt) | 2011-05-24 | 2022-05-10 | Siluria Technologies Inc | Catalisadores para acoplamento oxidativo de metano |
| US20120302807A1 (en) | 2011-05-27 | 2012-11-29 | Uop Llc | Methane rejection and ethylene recovery |
| US9394215B2 (en) | 2011-07-19 | 2016-07-19 | Uop Llc | Processes for making Cx-Cy olefins from C5 and C6 paraffins |
| US20130023079A1 (en) | 2011-07-20 | 2013-01-24 | Sang Won Kang | Fabrication of light emitting diodes (leds) using a degas process |
| CN103747869A (zh) | 2011-07-21 | 2014-04-23 | 沙特基础工业公司 | 用于制备芳族烃的催化剂及其用途 |
| DE102011080294A1 (de) | 2011-08-02 | 2013-02-07 | Technische Universität Berlin | Verfahren zur oxidativen Umwandlung von gasförmigen Alkanen in einem Wirbelschicht-Membran-Reaktor und ein Reaktor zur Durchführung dieses Verfahrens |
| EA029490B1 (ru) | 2011-11-29 | 2018-04-30 | Силурия Текнолоджиз, Инк. | Катализаторы из нанопроволоки и способы их применения и получения |
| WO2013082110A1 (en) | 2011-12-02 | 2013-06-06 | Bio2Electric, Llc | Reactor, process, and system for the oxidation of gaseous streams |
| US20130172649A1 (en) | 2011-12-30 | 2013-07-04 | Sivadinarayana Chinta | Supported nano sized zeolite catalyst for alkylation reactions |
| KR101294592B1 (ko) | 2012-01-11 | 2013-08-09 | 한국과학기술연구원 | 메탄 산화이량화 반응촉매, 그 제조방법 및 이를 이용한 메탄 산화이량화 반응방법 |
| US9376324B2 (en) | 2012-01-13 | 2016-06-28 | Rive Technology, Inc. | Introduction of mesoporosity into zeolite materials with sequential acid, surfactant, and base treatment |
| US9133079B2 (en) | 2012-01-13 | 2015-09-15 | Siluria Technologies, Inc. | Process for separating hydrocarbon compounds |
| CN104080527B (zh) | 2012-01-20 | 2016-04-27 | 新日铁住金株式会社 | 连续式固定床催化反应装置和使用该装置的催化反应方法 |
| US9446397B2 (en) | 2012-02-03 | 2016-09-20 | Siluria Technologies, Inc. | Method for isolation of nanomaterials |
| AR090777A1 (es) | 2012-04-23 | 2014-12-03 | Shell Int Research | Un proceso para la aromatizacion de una corriente de gas que contiene metano |
| WO2013169462A1 (en) | 2012-05-07 | 2013-11-14 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Process for the production of xylenes and light olefins |
| DE102012208417A1 (de) | 2012-05-21 | 2013-11-21 | INGEN GTL Ltd. | Verfahren zur Herstellung eines isoparaffinischen Kohlenwasserstoffgemisches |
| US20140121433A1 (en) | 2012-05-24 | 2014-05-01 | Siluria Technologies, Inc. | Catalytic forms and formulations |
| AU2013266250B2 (en) | 2012-05-24 | 2017-07-06 | Lummus Technology Llc | Oxidative coupling of methane systems and methods |
| US9670113B2 (en) | 2012-07-09 | 2017-06-06 | Siluria Technologies, Inc. | Natural gas processing and systems |
| US9610565B2 (en) | 2012-08-20 | 2017-04-04 | Purdue Research Foundation | Catalysts for oxidative coupling of methane and solution combustion method for the production of the same |
| DE102012018602A1 (de) | 2012-09-20 | 2014-03-20 | Linde Aktiengesellschaft | Anlage und Verfahren zur Herstellung von Ethylen |
| MX371210B (es) | 2012-09-28 | 2020-01-22 | Aditya Birla Science And Tech Company Limited | Métodos y composiciones para la desulfuración de otras composiciones. |
| WO2014074458A1 (en) | 2012-11-06 | 2014-05-15 | H R D Corporation | Reactor and catalyst for converting natural gas to organic compounds |
| CA2887713A1 (en) | 2012-11-06 | 2014-05-15 | H R D Corporation | Converting natural gas to organic compounds |
| US9663415B2 (en) | 2012-11-12 | 2017-05-30 | Uop Llc | Process for making diesel by oligomerization of gasoline |
| US20140135553A1 (en) | 2012-11-12 | 2014-05-15 | Uop Llc | Process for recycling oligomerate to oligomerization |
| US9441173B2 (en) | 2012-11-12 | 2016-09-13 | Uop Llc | Process for making diesel by oligomerization |
| US10577291B2 (en) | 2012-11-12 | 2020-03-03 | Uop Llc | Methods for producing jet-range hydrocarbons |
| WO2014089479A1 (en) | 2012-12-07 | 2014-06-12 | Siluria Technologies, Inc. | Integrated processes and systems for conversion of methane to multiple higher hydrocarbon products |
| US9055313B2 (en) | 2012-12-20 | 2015-06-09 | Hulu, LLC | Device activation using encoded representation |
| US9688591B2 (en) | 2013-01-10 | 2017-06-27 | Equistar Chemicals, Lp | Ethylene separation process |
| WO2014130837A1 (en) | 2013-02-21 | 2014-08-28 | Jianguo Xu | Co2 capture from co2-rich natural gas |
| CN105163844B (zh) | 2013-02-27 | 2017-07-07 | 托普索公司 | 用于自动中毒过程的反应器 |
| US9545610B2 (en) | 2013-03-04 | 2017-01-17 | Nova Chemicals (International) S.A. | Complex comprising oxidative dehydrogenation unit |
| US8765660B1 (en) | 2013-03-08 | 2014-07-01 | Rive Technology, Inc. | Separation of surfactants from polar solids |
| US20140275619A1 (en) | 2013-03-15 | 2014-09-18 | Celanese International Corporation | Process for Producing Acetic Acid and/or Ethanol By Methane Oxidation |
| US20140274671A1 (en) | 2013-03-15 | 2014-09-18 | Siluria Technologies, Inc. | Catalysts for petrochemical catalysis |
| WO2015003193A2 (en) | 2013-06-14 | 2015-01-08 | University Of Pretoria | Apparatus for endothermic reactions |
| US9346721B2 (en) | 2013-06-25 | 2016-05-24 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Hydrocarbon conversion |
| CN105492580B (zh) | 2013-07-04 | 2018-11-02 | 尼克森能源无限责任公司 | 使用烯烃-芳族化合物烷基化减少烃进料的烯烃 |
| WO2015006267A2 (en) | 2013-07-08 | 2015-01-15 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Simulated moving bed system for co2 separation, and method of same |
| TWI633206B (zh) | 2013-07-31 | 2018-08-21 | 卡利拉股份有限公司 | 使用金屬氧化物之電化學氫氧化物系統及方法 |
| WO2015021177A1 (en) | 2013-08-06 | 2015-02-12 | Massachusetts Institute Of Technology | Production of non-sintered transition metal carbide nanoparticles |
| WO2015031363A1 (en) | 2013-08-30 | 2015-03-05 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Oxygen storage and production of c5+ hydrocarbons |
| WO2015048295A1 (en) | 2013-09-25 | 2015-04-02 | Avery Dennison Corporation | Tamper evident security labels |
| WO2015057753A1 (en) | 2013-10-16 | 2015-04-23 | Saudi Basic Industries Corporation | Method for converting methane to ethylene |
| US10035127B2 (en) | 2013-11-04 | 2018-07-31 | The Regents Of The University Of California | Metal-organic frameworks with a high density of highly charged exposed metal cation sites |
| WO2015081122A2 (en) | 2013-11-27 | 2015-06-04 | Siluria Technologies, Inc. | Reactors and systems for oxidative coupling of methane |
| WO2015084576A2 (en) | 2013-12-06 | 2015-06-11 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Hydrocarbon conversion |
| US20150218786A1 (en) | 2014-01-08 | 2015-08-06 | Saundra Sue CULLEN | Sink insert with cleaning surface |
| CA2935937A1 (en) | 2014-01-08 | 2015-07-16 | Siluria Technologies, Inc. | Ethylene-to-liquids systems and methods |
| US20180215682A1 (en) | 2014-01-09 | 2018-08-02 | Siluria Technologies, Inc. | Efficient oxidative coupling of methane processes and systems |
| US10377682B2 (en) | 2014-01-09 | 2019-08-13 | Siluria Technologies, Inc. | Reactors and systems for oxidative coupling of methane |
| CA3148421C (en) | 2014-01-09 | 2024-02-13 | Lummus Technology Llc | Oxidative coupling of methane implementations for olefin production |
| GB201403788D0 (en) | 2014-03-04 | 2014-04-16 | Johnson Matthey Plc | Catalyst arrangement |
| WO2015168601A2 (en) | 2014-05-02 | 2015-11-05 | Siluria Technologies, Inc. | Heterogeneous catalysts |
| US20170106327A1 (en) | 2014-05-19 | 2017-04-20 | Shell Oil Company | Process for recovering methane from a gas stream comprising methane and ethylene |
| BR112017001195A2 (pt) | 2014-07-22 | 2018-07-17 | Haldor Tops\Oe As | circuito de reciclagem na produção de hidrocarbonetos por aom |
| US9950971B2 (en) | 2014-07-23 | 2018-04-24 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Process and catalyst for methane conversion to aromatics |
| HUE054014T2 (hu) | 2014-09-17 | 2021-08-30 | Lummus Technology Inc | Katalizátorok metán oxidatív csatolására és etán oxidatív dehidrogenálására |
| KR101728809B1 (ko) | 2014-09-25 | 2017-04-21 | 한국화학연구원 | 질소 선택적 흡착능을 갖는 유무기 하이브리드 나노세공체 및 이를 이용한 질소 함유 혼합기체의 분리 방법 |
| NO3029019T3 (ru) | 2014-12-05 | 2018-03-03 | ||
| US9963349B2 (en) | 2014-12-11 | 2018-05-08 | Rive Technology, Inc. | Preparation of mesoporous zeolites with reduced processing |
| US10793490B2 (en) | 2015-03-17 | 2020-10-06 | Lummus Technology Llc | Oxidative coupling of methane methods and systems |
| WO2016149507A1 (en) | 2015-03-17 | 2016-09-22 | Siluria Technologies, Inc. | Oxidative coupling of methane methods and systems |
| US9334204B1 (en) | 2015-03-17 | 2016-05-10 | Siluria Technologies, Inc. | Efficient oxidative coupling of methane processes and systems |
| US20160289143A1 (en) | 2015-04-01 | 2016-10-06 | Siluria Technologies, Inc. | Advanced oxidative coupling of methane |
| EP3081292A1 (en) | 2015-04-15 | 2016-10-19 | Air Products And Chemicals, Inc. | Perforated adsorbent particles |
| US20160318828A1 (en) | 2015-04-30 | 2016-11-03 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Catalytic Alkane Dehydrogenation |
| CN108025287A (zh) | 2015-06-08 | 2018-05-11 | 沙特基础全球技术有限公司 | 使用La-Ce催化剂的甲烷氧化偶联 |
| CN107646027A (zh) | 2015-06-08 | 2018-01-30 | 沙特基础全球技术有限公司 | 甲烷氧化偶联的低入口温度 |
| WO2016205411A2 (en) | 2015-06-16 | 2016-12-22 | Siluria Technologies, Inc. | Ethylene-to-liquids systems and methods |
| US9328297B1 (en) | 2015-06-16 | 2016-05-03 | Siluria Technologies, Inc. | Ethylene-to-liquids systems and methods |
| US20180305273A1 (en) | 2015-06-16 | 2018-10-25 | Siluria Technologies, Inc. | Ethylene-to-liquids systems and methods |
| KR102600083B1 (ko) | 2015-06-22 | 2023-11-07 | 엑슬루스 인크 | 개선된 촉매 알킬레이션, 알킬레이션 촉매 및 알킬레이션 촉매를 만드는 방법 |
| WO2016209507A1 (en) | 2015-06-23 | 2016-12-29 | Sabic Global Technologies, B.V. | A method for producing hydrocarbons by oxidative coupling of methane without catalyst |
| US10625244B2 (en) | 2015-07-15 | 2020-04-21 | Sabic Global Technologies, B.V. | Silver promoted catalysts for oxidative coupling of methane |
| US20170022125A1 (en) | 2015-07-21 | 2017-01-26 | Uop Llc | Processes for producing polymer grade light olefins from mixed alcohols |
| WO2017034949A1 (en) | 2015-08-25 | 2017-03-02 | Sabic Global Technologies, B.V. | A method for producing hydrocarbons by oxidative coupling of methane with a heavy diluent |
| JP6517631B2 (ja) | 2015-08-26 | 2019-05-22 | Ｊｘｔｇエネルギー株式会社 | 潤滑油基油の製造方法 |
| CA2904477A1 (en) | 2015-09-14 | 2017-03-14 | Nova Chemicals Corporation | Heat dissipating diluent in fixed bed reactors |
| WO2017065947A1 (en) | 2015-10-16 | 2017-04-20 | Siluria Technologies, Inc. | Separation methods and systems for oxidative coupling of methane |
| US20170190638A1 (en) | 2016-01-04 | 2017-07-06 | Sabic Global Technologies, B.V. | Ethylbenzene Production with Ethylene from Oxidative Coupling of Methane |
| US20170267605A1 (en) | 2016-03-16 | 2017-09-21 | Siluria Technologies, Inc. | Catalysts and methods for natural gas processes |
| EP4071131A1 (en) | 2016-04-13 | 2022-10-12 | Lummus Technology LLC | Apparatus and method for exchanging heat |
| CN107335386B (zh) | 2016-04-29 | 2021-01-22 | 中国科学院大连化学物理研究所 | 一种催化反应器构型及制备和在无氧条件下催化甲烷直接合成乙烯的方法 |
| EP3481793A1 (en) | 2016-07-06 | 2019-05-15 | SABIC Global Technologies B.V. | Enhanced selectivity to c2+hydrocarbons by addition of hydrogen in feed to oxidative coupling of methane |
| WO2018026501A1 (en) | 2016-08-01 | 2018-02-08 | Sabic Global Technologies, B.V. | Oxidative coupling of methane process with enhanced selectivity to c2+ hydrocarbons by addition of h2o in the feed |
| US20190329223A1 (en) | 2016-11-07 | 2019-10-31 | Sabic Global Technologies, B.V. | Sr-Ce-Yb-O Catalysts for Oxidative Coupling of Methane |
| WO2018102601A1 (en) | 2016-12-02 | 2018-06-07 | Siluria Technologies, Inc. | Ethylene-to-liquids systems and methods |
| WO2018118105A1 (en) | 2016-12-19 | 2018-06-28 | Siluria Technologies, Inc. | Methods and systems for performing chemical separations |
| WO2018114900A1 (en) | 2016-12-20 | 2018-06-28 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Oxidative dehydrogenation (odh) of ethane |
| WO2018144370A1 (en) | 2017-01-31 | 2018-08-09 | Sabic Global Technologies, B.V. | A process for oxidative conversion of methane to ethylene |
| HUE064375T2 (hu) | 2017-05-23 | 2024-03-28 | Lummus Technology Inc | Metán oxidatív csatolási folyamatainak integrálása |
| WO2019010498A1 (en) | 2017-07-07 | 2019-01-10 | Siluria Technologies, Inc. | SYSTEMS AND METHODS FOR OXIDIZING METHANE COUPLING |
| JP2020531603A (ja) * | 2017-08-28 | 2020-11-05 | サウジ アラビアン オイル カンパニーＳａｕｄｉ Ａｒａｂｉａｎ Ｏｉｌ Ｃｏｍｐａｎｙ | 触媒炭化水素分解のための化学ループプロセス |
| WO2019055220A1 (en) | 2017-09-15 | 2019-03-21 | Exxonmobil Research And Engineering Company | CATALYST EXTRUDATES MODIFIED TRILOBE SHAPE AND QUADRILOBE |
-
2013
- 2013-07-08 US US13/936,783 patent/US9670113B2/en active Active
- 2013-07-08 US US13/936,870 patent/US9969660B2/en active Active
- 2013-07-09 CA CA2878665A patent/CA2878665C/en active Active
- 2013-07-09 CA CA3193286A patent/CA3193286C/en active Active
- 2013-07-09 RU RU2015104028A patent/RU2664802C2/ru active
- 2013-07-09 EP EP22190655.5A patent/EP4177239A1/en active Pending
- 2013-07-09 CA CA3113482A patent/CA3113482C/en active Active
- 2013-07-09 AU AU2013288708A patent/AU2013288708B2/en active Active
- 2013-07-09 BR BR112015000393-1A patent/BR112015000393B1/pt active IP Right Grant
- 2013-07-09 WO PCT/US2013/049742 patent/WO2014011646A1/en active Application Filing
- 2013-07-09 EP EP13817389.3A patent/EP2870127A4/en not_active Withdrawn
- 2013-07-09 MY MYPI2015000048A patent/MY173214A/en unknown
-
2019
- 2019-07-31 US US16/528,227 patent/US11242298B2/en active Active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5523493A (en) * | 1993-10-15 | 1996-06-04 | Institut Francais Du Petrole | Process for the production of at least one alkyl tertiobutyl ether from natural gas |
| US6444869B2 (en) * | 1999-10-04 | 2002-09-03 | Uop Llc | Process for producing ethylene |
| RU2412147C2 (ru) * | 2005-10-20 | 2011-02-20 | Линде Акциенгезельшафт | Способ рекуперации водорода и метана из потока крекинг-газа в низкотемпературной части установки для получения этилена |
| RU2447048C1 (ru) * | 2010-10-14 | 2012-04-10 | Закрытое акционерное общество "ШАГ" | Комбинированный способ производства этилена и его производных и электроэнергии из природного газа |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2800870C2 (ru) * | 2018-10-08 | 2023-07-31 | Чайна Петролеум Энд Кемикл Корпорейшн | Способ и система, предназначенные для отделения легких углеводородов |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BR112015000393A8 (pt) | 2021-02-09 |
| AU2013288708B2 (en) | 2018-05-10 |
| US11242298B2 (en) | 2022-02-08 |
| CA3193286A1 (en) | 2014-01-16 |
| CA3193286C (en) | 2023-07-18 |
| US20200354287A1 (en) | 2020-11-12 |
| EP4177239A1 (en) | 2023-05-10 |
| BR112015000393B1 (pt) | 2021-08-31 |
| US9969660B2 (en) | 2018-05-15 |
| WO2014011646A1 (en) | 2014-01-16 |
| MY173214A (en) | 2020-01-06 |
| EP2870127A1 (en) | 2015-05-13 |
| US20140018589A1 (en) | 2014-01-16 |
| CA3113482A1 (en) | 2014-01-16 |
| EP2870127A4 (en) | 2016-02-17 |
| CA2878665C (en) | 2021-05-25 |
| US9670113B2 (en) | 2017-06-06 |
| US20140012053A1 (en) | 2014-01-09 |
| RU2015104028A (ru) | 2016-08-27 |
| CA2878665A1 (en) | 2014-01-16 |
| AU2013288708A1 (en) | 2015-02-05 |
| BR112015000393A2 (pt) | 2017-06-27 |
| CA3113482C (en) | 2023-05-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2664802C2 (ru) | Способы и системы переработки природного газа | |
| RU2764097C2 (ru) | Интеграция окислительного сочетания в метановые установки | |
| US8378162B2 (en) | Process for methane conversion | |
| US20200071242A1 (en) | Ethylene-to-liquids systems and methods | |
| WO2017052854A1 (en) | Aromatization of non-aromatic hydrocarbon | |
| RU2570418C2 (ru) | Способ каталитического крекинга с рециклом олефиновой фракции, отобранной до секции разделения газа, в целях максимального увеличения производства пропилена | |
| US20160289142A1 (en) | Natural Gas Decarbonization Process for Production of Zero-Emission Benzene and Hydrogen from Natural Gas | |
| RU2563628C2 (ru) | Способ конверсии метана | |
| KR20190008146A (ko) | Fcc로부터의 오버헤드 유출물에 존재하는 에틸렌을 프로필렌 생산을 증가시키는 것과 같은 방식으로 전환하기 위한 방법 및 공정 | |
| CN206109248U (zh) | 在从含氧化合物合成烯烃中用于高碳烯烃的回收和利用的设备 | |
| Pisarenko et al. | Prospects for progress in developing production processes for the synthesis of olefins based on light alkanes | |
| CN107285972A (zh) | 一种从合成气生产芳香族化合物的连续反应工艺 | |
| NL2016236B1 (en) | Process and system for the production of olefins. | |
| RU2678980C1 (ru) | Ароматизация неароматических углеводородов | |
| Abedi | Economical analysis of a new gas to ethylene technology | |
| EP1532228B1 (en) | Method for converting methane-containing gaseous hydrocarbon mixtures to liquid hydrocarbons |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20211015 |
|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20211208 |