SU683633A3 - Process for the preparation of liquid and gaseous hydrocarbons from fuel shales - Google Patents
Process for the preparation of liquid and gaseous hydrocarbons from fuel shalesInfo
- Publication number
- SU683633A3 SU683633A3 SU742005187A SU2005187A SU683633A3 SU 683633 A3 SU683633 A3 SU 683633A3 SU 742005187 A SU742005187 A SU 742005187A SU 2005187 A SU2005187 A SU 2005187A SU 683633 A3 SU683633 A3 SU 683633A3
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- zone
- hydrogen
- hydrocarbons
- hydrogenation
- shale
- Prior art date
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
- C10G1/06—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal by destructive hydrogenation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10B—DESTRUCTIVE DISTILLATION OF CARBONACEOUS MATERIALS FOR PRODUCTION OF GAS, COKE, TAR, OR SIMILAR MATERIALS
- C10B53/00—Destructive distillation, specially adapted for particular solid raw materials or solid raw materials in special form
- C10B53/06—Destructive distillation, specially adapted for particular solid raw materials or solid raw materials in special form of oil shale and/or or bituminous rocks
Description
1one
Изобретение относитс к способам получени жидких и газообразных углеводородов из горючих сланцев и может быть использовано в сланцеперерабатывающей промышленности.The invention relates to methods for producing liquid and gaseous hydrocarbons from oil shale and can be used in the oil shale industry.
Известен способ получени газообразных углеводородов из нефтеносных сланцев 1.A known method for producing gaseous hydrocarbons from oil shale 1.
Наиболее близким к изобретению вл етс способ получени жидких и газообразных углеводородов из горючих сланцев, включающий стадию предварительного подогрева и гидрировани , стадию термического разложени , проводимых в присутствии водородсодержащего газа 2. Последний подают противотоком к сырью. Стадию предварительного подогрева и гидрировани провод т при 93,0-260°С, стадию термического разложени - при 371-538°С;. Давление в системе составл ет 21 - 56 кг/см.Closest to the invention is a method for producing liquid and gaseous hydrocarbons from combustible shale, including a stage of preheating and hydrogenation, a stage of thermal decomposition, carried out in the presence of hydrogen-containing gas 2. The latter is fed countercurrently to the raw material. The preheating and hydrogenation stage is carried out at 93.0-260 ° C, the thermal decomposition stage is carried out at 371-538 ° C ;. The system pressure is 21 to 56 kg / cm.
Однако способ недостаточно эффективен вследствие невысокой степени превращени исходного сырь .However, the method is not effective enough due to the low degree of conversion of the feedstock.
Целью предлагаемого изобретени вл етс повыщение эффективности процесса за счет повышени степени превращени горючих сланцев.The aim of the invention is to increase the efficiency of the process by increasing the degree of conversion of oil shale.
Поставленна цель достигаетс описываемым способом получени л идких и газообразных углеводородов из горючих сланцев, включающий стадию предварительного подогрева и гидрировани сырь до 370-510°С с проведением процесса в интервале температур 260-510°С со скоростью 0,5-50°С/мин; стадию термического разложени полученных продуктов при 454-816°С в присутствии стехиометрического количества водородсодержащего газа при подаче его на стадии раздельно, а также стадию охлажде И1 .The goal is achieved by the described method of obtaining liquefied and gaseous hydrocarbons from combustible shale, including the stage of preheating and hydrogenation of the raw material to 370-510 ° C with the process being carried out in the temperature range of 260-510 ° C at a rate of 0.5-50 ° C / min ; a stage of thermal decomposition of the products obtained at 454-816 ° C in the presence of a stoichiometric amount of hydrogen-containing gas when it is fed to the stages separately, as well as a stage of cooling I1.
Дл получени жидких углеводородов (тадию термического разложени провод т при 454-673°С, дл получени газообразных углеводородов - при 649-816°С.For the preparation of liquid hydrocarbons (the thermal decomposition stage is carried out at 454-673 ° C; for the preparation of gaseous hydrocarbons at 649-816 ° C.
Предпочтительно процесс провод т при парциальном давлении водорода на входе перед стадией предварительного подогрева и гидрировани 7-141,0 кг/см, на выходе со стадии термического разлол ени 1,4- 28,1 кг/см, при степени превращени органического компонента горючих сланцев на стадии предварительного подогрева и гидрироваии 1-20 вес.%.Preferably, the process is carried out at a partial pressure of hydrogen at the inlet before the preheating and hydrogenation stage of 7-141.0 kg / cm, at the exit from the thermal breakdown stage of 1.4-28.1 kg / cm, with the degree of conversion of the organic component of combustible shale at the stage of preheating and hydration 1-20 wt.%.
Последнюю стадию предпочтительно провод т при парциальном давлении водорода 1,4-141,0 кг/см.The last stage is preferably carried out at a hydrogen partial pressure of 1.4-141.0 kg / cm.
33
Отличительные признаки способа заключаютс в проведении стадий предварительного подогрева и гидрировани и термического разложени в вышеуказанных услови х при подаче водородсодержащего газа на эти стадии раздельно, а также предпочтительные услови проведени процесса.Distinctive features of the method are to conduct the preheating and hydrogenation stages and thermal decomposition under the above conditions when the hydrogen-containing gas is fed to these stages separately, as well as the preferred conditions for the process.
Способ согласно изобретению применим к различным горючим сланцам.The method according to the invention is applicable to various combustible slates.
Желательно использовать частицы сланца диаметром 1,6-25 мм. Применение очень мелких частиц сланца может вызвать забивание аппаратуры при переработке, крупные частицы сланца имеют малую удельную поверхность, что звеличивает продолжительность переработки.It is advisable to use shale particles with a diameter of 1.6-25 mm. The use of very small particles of shale can cause clogging of the equipment during processing, large particles of shale have a small specific surface area, which makes the processing time a lot.
Исходный горючий сланец подают в зону подогрева и предварительного гидрировани , где он постепенно нагреваетс до 371,1-510°С в присутствии водородсодержащего газа. Желательно температуру нагрева горючего сланца в зоне подогрева и предварительного гидрировани поддерживать на уровне 398,9-454,4°С. При 371,ГС скорость эффективного процесса предварительного гидрировани мала, однако последн может быть достигнута путем увеличени времени обработки до нескольких часов. При более высокой температуре (около 510°С) предварительное гидрирование проходит за несколько минут. Критерием эквивалентного протекани процессаThe original oil shale is fed to the preheating and pre-hydrogenation zone, where it is gradually heated to 371.1-510 ° C in the presence of a hydrogen-containing gas. It is desirable to maintain the heating temperature of oil shale in the heating and pre-hydrogenation zone at 398.9-454.4 ° C. At 371, the GS rate of the efficient pre-hydrogenation process is small, however, the latter can be achieved by increasing the processing time to several hours. At a higher temperature (about 510 ° C) pre-hydrogenation takes place in a few minutes. The criterion of the equivalent process flow
предварительного гидрировани вл етсй увеличенный выход органического веш,ества . По способу согласно изобретению из горючего сланца можно выделить около 95% органического углерода в виде жидких и газообразных углеводородов. Большее врем пребывани при высоких температурах приводит к нежелательному получению жидких продуктов и газа за счет гидроретортировани в зоне подогрева и предварительного гидрировани . Желательно ограничить образование жидкости в зоне подогрева и предварительного гидрировани во избежание забивани и спекани сланца вPre-hydrogenation is an increased yield of organic matter. According to the method according to the invention, about 95% of organic carbon in the form of liquid and gaseous hydrocarbons can be extracted from oil shale. A longer residence time at high temperatures leads to an undesirable production of liquid products and gas due to hydroretorting in the preheating zone and pre-hydrogenation. It is desirable to limit the formation of fluid in the heating and pre-hydrogenation zone in order to avoid clogging and sintering of oil shale in
ней. Наиболее эффективно поддерживать степень преврап ени органического компонента горючего сланца в зоне предварительного подогрева и гидрировани не более 15-20, лучше - не более 10 вес. %.her. It is most efficient to maintain the degree of transformation of the organic component of the oil shale in the preheating and hydrogenation zone to no more than 15–20, better not to more than 10 weight. %
Водородсодержаш;ий газ - газ с парциальным давлением водорода, обеспечиваюш ,им полное выделение органического углерода из органического вещества горю4eip сланца. В табл. 1 показано вли ниеHydrogen-containing gas is a gas with a partial pressure of hydrogen, providing, for them, the complete release of organic carbon from organic matter by burning 4eip shale. In tab. 1 shows the effect
парциального давлени водорода и скорости нагрева на выделение органического углерода из предварительно гидрированных горючих сланцев, имеющих исходное содержание органического углеродаHydrogen partial pressure and heating rate for organic carbon release from pre-hydrogenated combustible shale with original organic carbon content
12,1 вес.%. Максимальна температура нагрева сланца составл ла 621,1°С, данные получены при парциальном давлении водорода , указанном в табл. 1.12.1 wt.%. The maximum heating temperature of the shale was 621.1 ° C, the data were obtained at the partial pressure of hydrogen indicated in Table. one.
Таблица 1Table 1
Данные табл. 1 показывают, что увеличение парциального давлени водорода приводит к более эффективному выделению органического углерода. В системе необходимо поддерживать парциальное давление водорода выше 1,4 атм. Парциальное давление водорода уменьшаетс от входа до выхода зоны гидрогазификации (зона термического разложени - это зона тидрогазификации в случае деструктивного гидрировани органических веществ преимущественно до газообразных парафиновых углеводородов или зона гидроретортировани в случае получени газообразных и жидких углеводородов) за счет образовани газообразных углеводородов по реакции водорода с органическим углеродом. Дл поддержани достаточного парциального давлени водорода во всей системе, избега разбавлени водородом продуктового газа из гидрогазификации и снижени теплотворной способности готового газа, концентраци водорода на выходе из гидрогазификационной зоны не должна превышать 20 об.%. Поэтому нижний предел общего давлени в зоне гидрогазификации должен составить выше 7 атм, поскольку минимальное парциальное давление водорода должно быть выще 1,4 атм. При более высоком давлении достигаетс преимущество более высокого парциального давлени водорода. Верхнее рабочее давление ограничиваетс только использованием оборудовани и экономическими факторами. Обычно описываемый способ согласно провод т при общем давлении 7-140, предпочтительно 35-105 атм при получении газа и 2,8-105, предпочтительно 35-70 атм при получении жидких продуктов.The data table. 1 show that increasing the partial pressure of hydrogen results in more efficient release of organic carbon. The system must maintain a partial pressure of hydrogen above 1.4 atm. The partial pressure of hydrogen decreases from the inlet to the outlet of the hydrogasification zone (the thermal decomposition zone is the hydrogasification zone in the case of destructive hydrogenation of organic substances mainly to gaseous paraffinic hydrocarbons or the hydroreturning zone in the case of gaseous and liquid hydrocarbons) by the formation of gaseous hydrocarbons by reacting hydrogen with organic carbon. To maintain sufficient partial pressure of hydrogen throughout the system, avoid diluting the product gas from hydrogasification with hydrogen, and reduce the calorific value of the finished gas, the hydrogen concentration at the outlet of the hydrogasification zone should not exceed 20 vol.%. Therefore, the lower limit of the total pressure in the hydrogasification zone should be above 7 atm, since the minimum partial pressure of hydrogen should be above 1.4 atm. At a higher pressure, the advantage of a higher hydrogen partial pressure is achieved. Upper working pressure is limited only by the use of equipment and economic factors. Typically, the described method is carried out according to a total pressure of 7-140, preferably 35-105 atm during gas production and 2.8-105, preferably 35-70 atm at production of liquid products.
Дл избежани термического разрушени сырь в зоне предварительного подогрева и гидрировани его постепенно нагревают со скоростью 0,5-40°С/мин в интервале температур 260-510°С.To avoid thermal destruction of the raw material in the preheating zone and hydrogenation, it is gradually heated at a rate of 0.5-40 ° C / min in the temperature range 260-510 ° C.
Горючий сланец и водородсодержащий газ можно нагревать, использу наружный или внутренний обогрев различными пут ми . Целесообразен метод введени горючего сланца при комнатной температуре в один конец зоны подогрева и предварительного гидрировани и подача обогащенного водородом газа в другой конец этой зоны при такой температуре, чтобы она была достаточной дл нагрева горючего сланца 371,1-510°С за счет противотока в теплообменнике водородсодерл ащего газа и сырь .Oil shale and hydrogen-containing gas can be heated using external or internal heating in various ways. The method of introducing fuel shale at room temperature to one end of the preheating zone and pre-hydrogenation and feeding hydrogen-rich gas to the other end of this zone at a temperature such that it is sufficient to heat the oil shale 371.1-510 ° C due to backflow in a heat exchanger hydrogen gas and raw materials.
Дл преимущественного получени масел нагретый и предварительно гидрированный горючий сланец деструктивно перегон ют в зоне гидрореторты при 454,4-676,7°С в присутствии водородсодержащего газа. При этом температура процесса примерно 454,4°С. Дл достижени максимальных выходов жидких алифатических и алициклических углеводородов и низкомолекул рных газообразных парафинов углеводородов температуру поддерживают ниже 676,7°С, это ограничивает разложение неКак это видно из табл. 2, максимальна температура гидроретортировани с получением сочетани низкого разложени минерального карбоната, высокой степени выделени органического углерода и высокого содержани низкокип щих алифатических и алициклических углеводородов в жидких углеводородных продуктах около 676,7°С, предпочтительный диапазон 510-In order to predominantly produce oils, heated and pre-hydrogenated oil shale destructively distills the hydroretort in the zone at 454.4-676.7 ° C in the presence of a hydrogen-containing gas. The process temperature is approximately 454.4 ° C. In order to achieve maximum yields of liquid aliphatic and alicyclic hydrocarbons and low molecular weight gaseous paraffins of hydrocarbons, the temperature is maintained below 676.7 ° C, which limits the decomposition. As shown in table. 2, the maximum hydrotort temperature with a combination of low decomposition of mineral carbonate, a high degree of release of organic carbon and a high content of low-boiling aliphatic and alicyclic hydrocarbons in liquid hydrocarbon products is about 676.7 ° C, the preferred range is 510-
органических карбонатов до приемлемого уровн , а также деструктивное гидрирование органических веществ до газообразных парафиновых углеводородов в зоне гидроретортировани . Образование ДВУОКИСИ углерода за счет разложени неорганических карбонатов в зоне гидроретортировани нежелательно вследствие пр мого разбавлени водородсодержащего газа, расхода водорода и расхода энергии. Поэтому, если нужно получать трубопроводный газ, то требуетс дополнительна очистка дл удалени двуокиси углерода и окиси углерода. Пиже приведены данные вли ни температуры в зоне гидроретортировани на разложение минеральных карбонатов в услови х нагрева горючих сланцев со скоростью 0,56°С/мин и при содержании минеральных карбонатов в исходном сырьеorganic carbonates to an acceptable level, as well as destructive hydrogenation of organic substances to gaseous paraffin hydrocarbons in the hydroreporting zone. The formation of carbon DUOXIDE due to the decomposition of inorganic carbonates in the hydroretorting zone is undesirable due to direct dilution of the hydrogen-containing gas, hydrogen consumption and energy consumption. Therefore, if a pipeline gas is to be obtained, further purification is required to remove carbon dioxide and carbon monoxide. Below, data are presented on the effect of temperature in the hydroretorting zone on the decomposition of mineral carbonates under the conditions of heating of combustible shales at a rate of 0.56 ° C / min and when the content of mineral carbonates in the feedstock is
12,54 вес. %.12.54 wt. %
Температура, °СРазложениеTemperature, ° C Decomposition
минерального карбоната, % 537,0Оmineral carbonate,% 537.0
593,37,1593,37,1
648,913,3648,913,3
Гидрогазификаци в зоне гидроретортировани не вредна, если нужным продуктом вл етс только топливный газ. ПриHydro gasification in the hydroretorting zone is not harmful if only fuel gas is the desired product. With
температуре выще 676,7°С образуетс возрастающее количество газообразных парафиновых углеводородов, наиболее ценные составл ющие топливного газа и единственно приемлемый основной составл ющийhigher than 676.7 ° C, an increasing amount of gaseous paraffin hydrocarbons is formed, the most valuable components of the fuel gas and the only acceptable main component
трубопроводный газ. Однако при температуре выше 676,7°С выход жидких углеводородов снижаетс , получающиес х идкости содержат много ароматических компонентов . Результаты приведены в табл. 2.pipeline gas. However, at temperatures above 676.7 ° C, the yield of liquid hydrocarbons is reduced, the resulting liquids contain many aromatic components. The results are shown in Table. 2
Таблица 2table 2
621,1°С, в зависимости от обусловленных пределов парциального давлени водорода и скорости нагрева или времени пребывани .621.1 ° C, depending on the conditioned limits on the partial pressure of hydrogen and the heating rate or residence time.
Усиление процесса гидрогазификации при более высоких температурах может вызвать затруднени в регулировании температуры , поскольку гидрогазификаци вл етс экзотермическим процессом. Водородсодержащий газ можно пропускать противотоком или параллельно к горючему сланцу. Последнее предпочтительно во избел ание конденсации гидроретортированных жидкостей.Strengthening the hydrogasification process at higher temperatures can be difficult to regulate temperature, since hydrogasification is an exothermic process. Hydrogen-containing gas can be flowed counter-current or parallel to the oil shale. The latter is preferable in order to avoid condensation of hydroretorted liquids.
Зону гидроретортировани можно нагревать любым удобным способом. Один из способов заключаетс в подаче водородсодержащего газа с достаточно высокой температурой дл подъема температуры сланца до нужной величины пр мым теплообменом . Зону гидроретортировани можно произвольно нагревать изнутри любым удобным способом, например горелками, использующими топливо и кислород.The hydroretorting zone can be heated in any convenient way. One method is to supply a hydrogen-containing gas with a sufficiently high temperature to raise the temperature of the shale to the desired value by direct heat exchange. The hydroretorting zone can be arbitrarily heated from the inside by any convenient method, for example, burners using fuel and oxygen.
На фиг. 1 дана схема получени жидких углеводородов из горючего сланца; на фиг. 2 - вариант получени ; на фиг. 3 дана схема получени пизкомолекул рных газообразных парафинистых углеводородов из горючего сланца.FIG. 1 is a diagram for the production of liquid hydrocarbons from oil shale; in fig. 2 is a production variant; in fig. 3 shows a scheme for producing pismolecular gaseous paraffinic hydrocarbons from combustible shale.
Исходный горючий сланец подают в зону 1 подогрева и предварительного гидрировани , куда противотоком подают горючий водородсодержащий газ. При этом температура постепенно поднимаетс до 371,1-510°С. Затем подогретый и предварительно гидрированный горючий сланец проходит в зону 2 гидроретортировани , куда параллельным потоком подают водородсодержащий газ, нагретый до темцературы , достаточной дл нагрева горючего сланца до 454,4-676,6°С. В зоне гидроретортировани органический компонент горючего сланца деструктивно перегон етс с образованием алифатических и алициклических жидких углеводородов и низкомолекул рных газообразных парафиновых углеводородов . Из зоны гидроретортировани отвод т жидкие алифатические и алициклические углеводороды, водородсодержащий газ и газообразные углеводороды. Жидкие алифатические и алициклические углеводороды можно подвергнуть дальнейшей переработке с образованием других продуктов, например трубопроводного газа. Отработанный горючий сланец вывод т из зоны гидроретортировани , пропускают через зону 3 регенерации тепла противотоком к водородсодержащему газу, который охлаждает отработанный сланец до температуры ниже 148,9°С, предпочтительно до 65,6°С. Нагретый водородсодержащий газ циркулирует в зону 1 предварительного подогрева и гидрировани .The original oil shale is supplied to the heating and pre-hydrogenation zone 1, where combustible hydrogen-containing gas is fed in countercurrently. At the same time, the temperature gradually rises to 371.1-510 ° C. Then, the preheated and pre-hydrogenated oil shale passes into the hydroretorting zone 2, where a parallel stream is supplied with hydrogen-containing gas heated to a temperature that is sufficient to heat the fuel shale to 454.4-676.6 ° C. In the hydrotorting zone, the organic component of the oil shale is destructively distilled to form aliphatic and alicyclic liquid hydrocarbons and low molecular weight gaseous paraffinic hydrocarbons. Liquid aliphatic and alicyclic hydrocarbons, hydrogen-containing gas and gaseous hydrocarbons are withdrawn from the hydroretorting zone. Liquid aliphatic and alicyclic hydrocarbons can be further processed to form other products, such as pipeline gas. The spent oil shale is discharged from the hydroretorting zone, is passed through a heat recovery zone 3 in countercurrent to the hydrogen-containing gas, which cools the spent shale to a temperature below 148.9 ° C, preferably up to 65.6 ° C. The heated hydrogen-containing gas is circulated to preheat and hydrogenation zone 1.
Одним из преимуществ способа согласно изобретению вл етс высокий термический коэффициент полезного действи , водородсодержащий газ может отнимать большую часть тепловой энергии от отработанного сланца дл повторного использовани ее при подогреве исходного горючего сланца. По предпочтительному варианту изобретени (фиг. 1) водородсодержащий газ из зоны 1 подогрева и предварительного гидрировани направл ют в сепаратор 4 дл отделени жидкостей - воды и жидких углеводородов , которые могут образоватьс в зоне предварительного подогрева и гидрировани . Жидкие органические углеводороды из сепаратора можно подавать в выходной трубопровод дл жидких углеводородов из зоны 2 гидроретортировани . Выход щий из сепаратора 4 водородсодержащий газ раздел ют на два потока: одну часть возвращают в зону 3 регенерации тепла, а вторую часть подают в зону 2 гидроретортировани . Вентиль 5 регулирует разделение потока водородсодержащегоOne of the advantages of the method according to the invention is the high thermal efficiency, the hydrogen-containing gas can remove most of the thermal energy from the waste shale for re-use when heating the original fuel shale. In the preferred embodiment of the invention (Fig. 1), the hydrogen-containing gas from the preheating and pre-hydrogenation zone 1 is sent to a separator 4 for separating liquids — water and liquid hydrocarbons, which can be formed in the preheating and hydrogenation zone. Liquid organic hydrocarbons from the separator can be fed to an outlet line for liquid hydrocarbons from hydrotourism zone 2. The hydrogen-containing gas leaving the separator 4 is divided into two streams: one part is returned to the heat recovery zone 3, and the second part is fed to the hydrotourtration zone 2. The valve 5 regulates the separation of the hydrogen-containing stream.
газа в зависимости от расхода химического водорода в зоне 2 гидроретортировани . Водородсодержащий газ, поступающий из сепаратора 4 в зону гидроретортировани , можно нагревать устройством 6, до подачиgas, depending on the flow rate of chemical hydrogen in hydrotortoring zone 2. The hydrogen-containing gas entering from the separator 4 into the hydroreporting zone can be heated with device 6, before
его в зону гидроретортировани . Последний можно подавать также непосредственно в зону гидроретортировани без подогрева; зону гидроретортировани можно нагревать любым устройством 7. Подводhim to the hydrotorting zone. The latter can also be fed directly into the hydroretorting zone without heating; the hydroretorting zone can be heated with any device 7. Supply
тепла из этого устройства может представл ть собой сжигание топлива кислородом. Вторую часть потока водородсодержащего газа из сепаратора 4 возвращают в зону регенерации тепла. Количество свежего водородсодержащего газа определ етс по расходу водорода в зонах предварительного подогрева и гидрировани и гидроретортировани и по количеству выход щего газа из зоны гидроретортировани . Обогащенный водородом газ нагревают в зоне выделени тепла, после выхода из этой зо )ы он может быть еще подогрет соответствующим нагревательным устройством 8 до подачи его в зону 1 подогрева и гидрировани дл создани нужной температуры перед указанной зоной.The heat from this device may be the combustion of fuel with oxygen. The second part of the flow of hydrogen-containing gas from the separator 4 is returned to the heat recovery zone. The amount of fresh hydrogen-containing gas is determined by the flow rate of hydrogen in the preheating and hydrogenation and hydroretorting zones and by the amount of outgoing gas from the hydrotortoring zone. The hydrogen-enriched gas is heated in the heat generation zone, after leaving this zone it can be further heated by a suitable heating device 8 before supplying it to the heating zone 1 and hydrogenation to create the desired temperature in front of the specified zone.
Через зону предварительного подогрева и гидрировани проходит больший объем водородсодержащего газа, чем через зонуA larger volume of hydrogen-containing gas passes through the preheating and hydrogenation zone than through
гидроретортировани .hydroretorting.
Преимущества способа по изобретению при получении жидкого топлива достигаютс с помощью регулируемого постепенноThe advantages of the method according to the invention in the production of liquid fuels are achieved by means of controlled
предварительного подогрева и гидрировани в зоне 1 с последующим высокотемпературным гидроретортированием полученного продукта в зоне 2. Если по известному способу ретортировани горючего сланца без постепенного подогрева и гидрировани органического компонента достигали менее 80% выделени органического углерода из горючего сланца, то описываемый способ позвол ет выделить из горючегоpreheating and hydrogenating in zone 1, followed by high-temperature hydroretorting the product obtained in zone 2. If less than 80% of organic carbon is released from the combustible shale by a known method of retorting oil shale without gradually heating and hydrogenating the organic component
сланца до 95% органического углерода.shale to 95% organic carbon.
В варианте фиг. 2 даны жидкости, примен емые дл получени трубопроводного газа. Алифатические и алициклические жидкие углеводороды получают аналогично описанным образом.In the embodiment of FIG. 2 gives the liquids used to make the pipeline gas. Aliphatic and alicyclic liquid hydrocarbons are prepared in the same manner as described.
Поток продуктов из зоны 1 подогрева и предварительного гидрировани и зоны 2 гидроретортировани проходит через охладитель 9 и жидкоетной сепаратор 4, где углеводороды отдел ют от водородсодержащего газа. Часть отделенного таким образом газа можно возвращать в зону 2 гидроретортировани через регулировочный вентиль 5. Таким образом можно рециркулировать любое количество водородсодержащего газа, образующегос в гидрогазификаторе 10. Выход щие из газожидкостного сепаратора 4 жид1:ие углеводороды направл ют в ректификатор 7, в котором высококип щие жидкие углеводороды отдел ютс от низкокип щих жидких углеводородов . Таким образом до гидрогазификации достигаетс нредпочтнтельное отнощение С/Н, равное около 7/1. Высококип щие жидкости можно использовать как топливо дл подачи тепла в процесс или как сырье дл получени свежего водорода . Затем низкокип щие жидкие углеводороды из ректификатора направл ют в гидрогазификатор 10, в котором поддерживают температуру 648,9-815,6°С и соответствующее давление дл газификации. Выход щий из гидрогазификатора газ направл ют в теплообменник 11, куда поступает водородсодержащий газ, направл емый затем в зону гидроретортировани . Охлажденный гидрогазифицированный газ направл ют в холодильник-конденсатор 12. При этом удал ют воду, бензол, толуол, ксилол. Затем газ очищают дл удалени оставщихс количеств нежелательного пара , двуокиси, углерода, окиси углерода, сероводорода и азота в аппарате 13 и метанируют с целью увеличени количества метана в полученном трубопроводном газе в аппарате 14.The product stream from the preheat and pre-hydrogenation zone 1 and the hydro-porting zone 2 passes through a cooler 9 and a liquid separator 4, where the hydrocarbons are separated from the hydrogen-containing gas. A portion of the gas thus separated can be returned to hydrotransporting zone 2 via control valve 5. Thus, any amount of hydrogen-containing gas generated in the hydro-gasifier 10 can be recycled. Liquid gas coming out of the gas-liquid separator 4: hydrocarbons are sent to rectifier 7, in which high boilers liquid hydrocarbons are separated from low-boiling liquid hydrocarbons. Thus, prior to hydrogasification, a preferred C / H ratio of about 7/1 is achieved. High boiling liquids can be used as fuel to supply heat to the process or as raw materials for fresh hydrogen. Then, low-boiling liquid hydrocarbons from the rectifier are sent to the hydro-gasifier 10, in which the temperature is maintained at 648.9-815.6 ° C and the corresponding pressure for gasification. The gas leaving the hydro-gasifier is directed to the heat exchanger 11, where the hydrogen-containing gas flows, which is then directed to the hydroreporting zone. The cooled hydrogasified gas is sent to a cooler-condenser 12. Water, benzene, toluene, xylene are removed. The gas is then purified to remove the remaining quantities of unwanted steam, dioxide, carbon, carbon monoxide, hydrogen sulfide and nitrogen in apparatus 13 and methanated to increase the amount of methane in the resulting pipeline gas in apparatus 14.
Сепаратор 15 водородсодержатцего газа, выход щего из стадии предварительного подогрева и гидрировани , служит дл отделени воды и жидких углеводородов. Последние могут быть возвращены в гидрогазификатор 10. Водородсодержащий газ из сепаратора может быть возвращен в зону регенерации тепла 13 и зону гидроретортировани 2.The separator 15 of the hydrogen-containing gas leaving the preheating stage and the hydrogenation stage serves to separate the water and liquid hydrocarbons. The latter can be returned to the hydro-gasifier 10. Hydrogen-containing gas from the separator can be returned to the heat recovery zone 13 and the hydro-filtering zone 2.
Комбинаци гидрогазификации с процессом получени жидких углеводородов и газов из горючего сланца дает высокий суммарный термический коэффициент полезного действи .The combination of hydrogasification with the process of producing liquid hydrocarbons and gases from oil shale gives a high total thermal efficiency.
Дл получени газа вместо жидкостей предварительно подогретый и гидрированный горючий сланец гидрогазифицируют в зоне гидрогазификации при температуре 648,9-815,6, предпочтительно 704-760°С, в присутствии водородсодержащего газа. Врем пребывани сланца в этой зоне не вл етс определ ющим, поскольку больша часть органического вещества или керогена в сланце быстро удал етс из. сланца благодар предварительному гидрированию в предыдущей зоне. Легкие жидкости из органического вещества сланцев сразу испар ютс при достижении высоких температур. Поэтому в зоне гидрогазификации сланец может находитьс в состо нии свободного падени или в состо нии подвил ного сло .To produce gas instead of liquids, the preheated and hydrogenated oil shale is hydrogasified in the hydrogasification zone at a temperature of 648.9-815.6, preferably 704-760 ° C, in the presence of a hydrogen-containing gas. The residence time of the shale in this zone is not decisive since most of the organic matter or kerogen in the shale is quickly removed from. shale due to pre-hydrogenation in the previous zone. The light liquids from the organic matter of the shale immediately evaporate when high temperatures are reached. Therefore, in the hydrogasification zone, the shale may be in the state of free fall or in the state of the base layer.
Водородсодержащий газ л елательно подавать в донную часть зоны гидрогазификации , где он движетс противотоком вверх по отношению к поступающему вниз горючему сланцу. Водородсодержащий газ возможно также направл ть пр мотоком соHydrogen-containing gas is preferably supplied to the bottom of the hydrogasification zone, where it moves countercurrently upwards with respect to the downwardly combustible shale. It is also possible to direct the hydrogen-containing gas using a coil with
сланцем, подаваемым в верхнюю часть зоны гидрогазификации. Расход обогащенного водородом газа и размер зоны гидрогазификации 14 рассчитаны на врем пребывани газа 20-50 с в зоне гидрогазификации , что позвол ет осуществить конверсию испар ющихс углеводородов в низкомолекул рные парафиновые углеводороды. Возможен и более длительный временной режим.shale supplied to the upper part of the hydrogasification zone. The flow rate of hydrogen-enriched gas and the size of the hydrogasification zone 14 are designed for a gas residence time of 20-50 seconds in the hydrogasification zone, which allows conversion of evaporating hydrocarbons to low molecular weight paraffinic hydrocarbons. A longer time mode is also possible.
Па фиг. 3 показана схема получени низкомолек}л рных газообразных парафинистых углеводородов из горючего сланца.Pa figs. Figure 3 shows a scheme for producing low molecular weight paraffinic hydrocarbon gases from combustible shale.
Исходный горючий сланец подают в зону 1 предварительного подогрева и гидрировани , где горючий водоролсодержащий газ проходит противотоком и с теплообменом с горючим сланцем при температуре, достаточной дл постепенного подогрева горючего сланца до 371,1-510°С.The original oil shale is fed to the preheating and hydrogenation zone 1, where the combustible gas containing the gas passes in countercurrent and with heat exchange with the fuel shale at a temperature sufficient to gradually heat the oil shale to 371.1-510 ° C.
Затем цодогретый н предварительно гидрированный горючий сланец проходит в зону 2 гидрогазификации, где он идет противотоком и с теплообменом к водородсодерлсащему газу, имеющему достаточнуюThen, the heated d-pre-hydrogenated oil shale passes to the hydrogasification zone 2, where it goes countercurrently and with heat exchange to the hydrogen-containing gas that has sufficient
температуру дл подогрева горючего сланца до 648,9-816,6°С. В зоне гидрогазификации органические компоненты горючего сланца гидрогазифиццруютс с образованием низкомолекул пных газообразных парафиновых углеводородов. Смесь пренмущественно низкомолекУл рных газообразных парафиновых углеводородов, содерл аща некоторое количество л-сидкнх алифатических и алициклическнх углеводородов,temperature for heating the oil shale to 648.9-816.6 ° C. In the hydrogasification zone, the organic components of the oil shale are hydropasified to form low molecular weight gaseous paraffinic hydrocarbons. A mixture of pre-essentially low molecular weight gaseous paraffinic hydrocarbons, containing a certain amount of l-sided aliphatic and alicyclic hydrocarbons,
оставшегос водородсодержащего газа и двуокись углерода, выводитс из зоны гидрогазификации . Смещанный поток очистить дальнсйщей обработкой с получением таких продуктов, как трубопроводныйthe remaining hydrogenous gas and carbon dioxide is removed from the hydrogasification zone. Offset flow is cleaned by long-range treatment to obtain products such as pipeline
газ.gas.
Отработанный сланец вывод т из зоны 2 гидрогазификации и пропускают через ЗОНУ регенерации тепла 3 противотоком к водородсодержащему газу, который охлаждает Отработанный сланец до температуры ниже 148.9°С, предпочтительно до 65,6°С., Водородсодержащий газ нагревают в зоне регенерации тепла н возвращают в зону предварительного подогрева и гидрирова-.The spent shale is removed from the hydrogasification zone 2 and passed through the heat recovery zone 3 by countercurrent to the hydrogen-containing gas, which cools the waste shale to a temperature below 148.9 ° C, preferably to 65.6 ° C. The hydrogen-containing gas is heated in the heat recovery zone and returned to preheating and hydrogenation zone-.
ни .neither
11eleven
Преимуществом процесса вл етс высокий термический коэффициент иолезиого действи . Водородсодержащий газ отводит большую часть тепловой энергии от отработанного сланца дл повторного использовани при подогреве свежего горючего сланца.The advantage of the process is the high thermal coefficient of the iole effect. Hydrogen-containing gas removes most of the heat energy from the waste shale for reuse when reheating fresh fuel shale.
Водородсодержащий газ из зоны 1 направл ют в сепаратор 4 дл отделени жидкостей, а именно воды и жидких углеводородов , которые могут образоватьс в зоне . Жидкие органические углеводороды из сепаратора 4 могут быть возвращены в ЗОНУ гидрогазификации.Hydrogen-containing gas from zone 1 is sent to separator 4 to separate liquids, namely water and liquid hydrocarbons, which may form in the zone. Liquid organic hydrocarbons from separator 4 can be returned to the hydrogasification zone.
Водородсодержащий газ, выход щий из сепаратора 4, раздел ют на два потока, один из них возвращают в зону регенерации тепла 3, второй направл ют в зону гидрогазификации . Регулирование этих потоков осуществл ют вентилем 5 в зависимости от потребности в химическом водороде в зоне гидрогазификации. Водородсодержащий газ, направл емый из сепаратора 4 в зону гидрогазификации, можно нагревать пропусканием его через теплообменник 6, нагреваемый выходным потоком из зоны гидрогазификации, затем газ нагреваетс любым подогревающим устройством 7 перед поступлением в зону гидрогазификации .The hydrogen-containing gas leaving the separator 4 is divided into two streams, one of them is returned to the heat recovery zone 3, the second is sent to the hydrogasification zone. These flows are controlled by valve 5, depending on the need for chemical hydrogen in the hydrogasification zone. The hydrogen-containing gas sent from the separator 4 to the hydrogasification zone can be heated by passing it through the heat exchanger 6 heated by the output stream from the hydrogasification zone, then the gas is heated by any heating device 7 before entering the hydrogasification zone.
Водородсодержащий газ возможно подавать непосредственно в зону гидрогазификации без подогрева. В этом случае зону гндрогазификации можно нагревать любым устройством, например устройством .8, оно может быть типа горелки дл сжигани топлива кислородом. Количество свежего водородсодержащего газа определ етс количеством потребл емого водорода в зоне предварительиого гидрировани и гидоогазификации и количеством его, выдел емым в зоне гидрогазификации. Водородсодерл ащий газ нагревают в зоне регенерации тепла и затем после выхода из зоны регенерации любым удобным устройством 16 до поступлени в зону предварительного подогрева и гидрировани дл создани необходимой температуры перед входом з зону. Через зону предварительного подогпева и гидрировани проходит больший объем обогащенного водородом газа, чем через зону гидрогазификации.Hydrogen-containing gas may be supplied directly to the hydrogasification zone without heating. In this case, the zone of hydrogasification can be heated by any device, for example, the .8 device, it can be a type of burner for burning oxygen fuel. The amount of fresh hydrogen-containing gas is determined by the amount of hydrogen consumed in the pre-hydrogenation and hydro-gasification zone and the amount of it released in the hydro-gasification zone. Hydrogen supply gas is heated in the heat recovery zone and then after leaving the regeneration zone with any convenient device 16 before entering the preheating zone and hydrogenation to create the required temperature before entering the zone. A larger volume of hydrogen-enriched gas passes through the preheating and hydrogenation zone than through the hydrogasification zone.
Преимущества способа по изобретению при получении газа достигаютс путем регулируемого постепенного подогрева и гидрировани в зоне 1 с последующей высокотемпературной гидрогазификацией полученного продукта в зоне гидоогазификатора 2. Так, известные способы гидрогазификации горючих сланцев позвол ют выделить менее 80% органического углерода из сланца. По способу согласно изобретению возможно выдел ть до 95% органического угдерода из сланцев.The advantages of the method according to the invention for gas production are achieved by controlled gradual heating and hydrogenation in zone 1 followed by high-temperature hydrogasification of the product obtained in the area of hydro-gasifier 2. Thus, the known methods of hydrogasification of combustible shale make it possible to separate less than 80% of organic carbon from shale. According to the method according to the invention, it is possible to extract up to 95% of organic carbon from shale.
1212
Кроме того, такой способ дает дальнейщее увеличение термического коэффициента полезного действи процесса за счет утилизации тепла.In addition, this method provides a further increase in the thermal efficiency of the process due to heat recovery.
Выход щий из гидрогазификатора 2 газ обычно содержит метан, водород, двуокись углерода и испар ющиес жидкости. Охлажденный гидрогазифицированный газ после теплообменника 6 направл ют черезThe gas leaving the hydro gasifier 2 usually contains methane, hydrogen, carbon dioxide and evaporating liquids. The cooled hydrogasified gas after the heat exchanger 6 is directed through
газо-жидкостной сепаратор 10, где удал ютс жидкости, включа воду, бензол, толуол , ксилол и другие органические жидкости , которые пропускают через жидкостной сепаратор 17, где отдел ют воду и высококип щие углеводороды, склонные к коксообразованию, низкокип щие жидкие углеводороды, включа бензол, толуол и ксилол из среднекии щих фракций, возвращают в зону гидрогазификации. Низкокип щие жидкие углеводороды можно использовать дл подачи -тепла в процессе. Газы из сепаратора 18 направл ют через очиститель 19, где удал ют все оставщиес нежелательные следы пара, двуокиси углерода , окиси углерода, аммиака и сероводорода . После такой очистки продукт гидрогазнфикации метанируют в зоне 20 обычным способом дл увеличени количества метана в получаемо -.: трубопроводном газе.gas-liquid separator 10, where liquids are removed, including water, benzene, toluene, xylene, and other organic liquids that flow through liquid separator 17, where water and high boiling hydrocarbons that are prone to coke formation, low boiling liquid hydrocarbons, including benzene, toluene, and xylene from medium fractions are returned to the hydrogasification zone. Low boiling liquid hydrocarbons can be used to supply α-heat to the process. Gases from separator 18 are directed through purifier 19, where all remaining undesirable traces of vapor, carbon dioxide, carbon monoxide, ammonia and hydrogen sulfide are removed. After this purification, the hydrogasification product is methanated in zone 20 in the usual way to increase the amount of methane in the resulting gas: pipeline gas.
Водородсодержащий газ, подаваемый в зопу гидроретортировани или гидрогазификации , должен содержать достаточное количество водорода, необходимое дл превращени органической части горючегоThe hydrogen-containing gas supplied to the hydroreporting or hydrogasification zoo must contain enough hydrogen to convert the organic part of the fuel.
сланца в газообразные папафиновые углеводороды и в гидрогазифицируемые алифатические и алипиклические жидкие углеводороды . Желательно также добавл ть регулируемый избыток водорода в зону гидооретортировани или гидрогазификации. Например, можно добавить достаточный избыток водорода в зону гидрорртортировани или гидрогазификации дл окончательного превращени всех выделенных углеводородов и оставшейс после окончательной очистки двзокиси углерода в метан . Такой избыток водород можно добавить в следующей стадии. Недостаток водорода может привести к нежелательномуshale into gaseous papafin hydrocarbons and into hydrogasifiable aliphatic and alipiclic liquid hydrocarbons. It is also desirable to add a controlled excess of hydrogen to the hydroretorting or hydrogasification zone. For example, it is possible to add a sufficient excess of hydrogen to the zone of hydroorrutting or hydrogasification for the final conversion of all the separated hydrocarbons and remaining after the final purification of carbon dioxide to methane. Such an excess of hydrogen can be added in the next stage. Lack of hydrogen can lead to undesirable
осаждению углерода пои гидпогазиЛикации жидких алифатических и алициклических углеводородов. Добавление меньших количеств водорода, чем стереохимическое приводит к уменьшению степени выделени carbon deposition by hydropagiLication of liquid aliphatic and alicyclic hydrocarbons. Adding smaller amounts of hydrogen than stereochemical leads to a decrease in the degree of excretion
органического углерода.organic carbon.
Пример 1. Горючий сланец дроб т на куски размером около 12,7 мм. Дробленый сланец при окружающей температуре около 25°С загружают в СОСУД, имеющийExample 1. Oil shale was crushed into pieces about 12.7 mm in size. Crushed slate at an ambient temperature of about 25 ° C is loaded into the Vessel having
верхнюю зону предварительного подогрева и гидриобвали , зону гидроретортировани в середине и зону регенерации теплав нижней части. Эти зоны разделены дву5ий перегородками , одна между днОм зоны ПодЬ-греза и гидрировани и- верхом зоны гид1 1 jthe upper preheating zone and the hydrobry, the hydrotortoring zone in the middle and the regeneration zone of the lower part of the heat. These zones are divided by two partitions, one between the bottom of the POD-Venture zone and the hydrogenation and the top of the Hydr-1 j zone.
роретортироваки , а втора мсжд--/ дном зоны гидроретортнрова и и верхом зоны регенерации тепла. Поток твердых часгкц под действием силы т жести чгрез эгп зоны регулируют регул тором потока частиц на выходе отработанного слайда в донной части зоны percHcpaujiii Te.i:i:i. Вс система работает под давлениел 70 атм; дл подачи дробленого сланца п верхнюю часть зоны подогрева и нредварительного гидрировани примен ют воронки с затворами, причем сланец перемещалс противотоком к водородсодержащему газу. Водородсодержащий газ, содержащие 93,9 мол. % в- дорода, гадают со скоростью 4,3 моль/ч при 510°С в доннуго часть зоны предварительного подогпева и гидрировани через распределитель газов. Сланец загружают с расходом 45,3 кг/ч противотоком к водородсодержащему газу, врем пребывани сланца составл ет около 15 мин.rotortirovaki, and the second is between the bottom of the hydroretort zone and the top of the heat recovery zone. The flow of solid particles under the action of the force of gravity of the egp zone is controlled by the particle flow controller at the exit of the spent slide in the bottom part of the percHcpaujiii Te.i: i: i zone. The whole system operates at a pressure of 70 atm; for feeding crushed slate p, the upper part of the preheating zone and pre-hydrogenation are applied funnels with gates, with the slate being moved countercurrently to the hydrogen-containing gas. Hydrogen-containing gas containing 93.9 mol. % hydrogen, guessing at a rate of 4.3 mol / h at 510 ° C in the bottom of the preheating zone and hydrogenation through a gas distributor. The shale is loaded at a flow rate of 45.3 kg / h in countercurrent to the hydrogen-containing gas, the residence time of the shale is about 15 minutes.
Нагрев на стадии предваригель;ого подогрева и гидрировани осуществл ют со средней скоростью 17°С в мин при температуре выше 260°С. Сланец вывод т из зоны подогрева и предварительного гидрировани при температуре 454,4°С и направл ют в верхнюю часть зоны гидроретортировани . При этом в зоне подогрева ч предварительного гидрировани образовывалось около 0,27 кг/ч жидких углеводородов с отношением углерод водород 6,95/1 и около 0,34-0,15 кг/ч воды. Жидкие углеводороды и воду удал ли из водородсодержащего газа, выход щего из верха зоны предварительного подогрева и гидрировани ; все жидкие углеводороды направл ют непосредственно в газовую фазу гидрогазификатора .Heating at the pre-heating stage; heating and hydrogenation are carried out at an average speed of 17 ° C per minute at a temperature above 260 ° C. The shale is removed from the preheating and pre-hydrogenation zone at a temperature of 454.4 ° C and directed to the upper part of the hydroretorting zone. In this case, about 0.27 kg / h of liquid hydrocarbons with a carbon-hydrogen ratio of 6.95 / 1 and about 0.34-0.15 kg / h of water were formed in the preheating zone of the pre-hydrogenation. Liquid hydrocarbons and water were removed from the hydrogen-containing gas leaving the top of the preheater and hydrogenation zone; all liquid hydrocarbons are sent directly to the gas phase of the hydro gasifier.
Затем сланец нагревают в зоне гидроретортировани до 593,3°С путем комбинации параллельного потока с водородсодеожащим газом, поступающим в верх зоны гидроретортировани при 732.2°С, и по мого нагрева сжиганием горючего и кислорода внутри зоны. Дл этой цели в качестве горючего примен ли 0,06 кг/ч ароматических жидких углеводородов, полученных в газовой фазе гидрогазификатора. Дл полного гидроретортировани подавали 0,5 моль/ч газа, содержащего водород. Газ отбирали из верха зоны предварительного подогрева и гидрировани , после отбора жидкостей его нагревали до 732,2°С и подавали в верх зоны гидроретортировани . Врем пребывани сланца в зоне гидроретортировани составило коло 5 мин. Было найдено, что на выходе из зоны гидроретортировани 90,8% органического углерода сланца превратилось в углеводороды, из них 82,7% в жидкие углеводороды с отношением С/Н 7,4/1 и 8,1% в низкомолекул рные газообразные парафиновые углеводороды.The shale is then heated in the hydroretorting zone to 593.3 ° C by a combination of a parallel stream with hydrogen-containing gas entering the top of the hydroretorting zone at 732.2 ° C, and by heating the fuel and oxygen inside the zone. For this purpose, 0.06 kg / h of aromatic liquid hydrocarbons obtained in the gas phase of a hydrogasifier were used as fuel. For complete hydroretorting, 0.5 mol / h of hydrogen containing gas was supplied. The gas was taken from the top of the preheating and hydrogenation zone, after the liquids were taken it was heated to 732.2 ° C and fed to the top of the hydroretour zone. The residence time of the shale in the hydroretorting zone was about 5 minutes. It was found that at the exit from the hydroretorting zone, 90.8% of the organic carbon of the shale turned into hydrocarbons, of which 82.7% became liquid hydrocarbons with a C / H ratio of 7.4 / 1 and 8.1% into low molecular weight gaseous paraffin hydrocarbons .
1414
Отработанный сланец -дал ли из дна зоны гидроретортировани п направл ли в верх зоны регенорацчи тепла, где он охлаждалс до 65,6°С за счет противотока с водородсодержащим газом, поступающим циркул цией из зоны предварительного подогрева и гидрировани 3,8 моль/ч газа, содержащего 93.8 мол.% водорода возвращают из зоны подогрева и гидрировани The waste shale was removed from the bottom of the hydroreturning zone and directed to the top of the regenerative heat zone, where it was cooled to 65.6 ° C due to countercurrent with hydrogen-containing gas, which was circulated from the preheating zone and hydrogenated to 3.8 mol / h of gas containing 93.8 mol.% of hydrogen is returned from the preheating and hydrogenation zone.
при температуре 37,8°С нагревают до 422,2°С в зоне регенерацш тепла и затем нагревают до 510°С в печи з циркул ционной липни, мику 3OHV гидроретортировани , и подают в донную часть зоны предзарительного подогрева и гидрировани . 0,51 моль/ч свежего водородсодержащего газа с 94,5% водорода добавл ют в водородсодержащий газ, подаваемый в донную част:1 зоны регенерации тепла.at a temperature of 37.8 ° C, heat is heated to 422.2 ° C in the heat regeneration zone and then heated to 510 ° C in a circulating oven, a 3OHV hydrotortor mic, and fed to the bottom of the pre-heating and hydrogenation zone. 0.51 mol / h of fresh hydrogen-containing gas with 94.5% of hydrogen is added to the hydrogen-containing gas fed to the bottom part: 1 heat recovery zone.
Из продуктовых газов охлаждением отдел ют 4,6 кг/ч жидких углеводородов из зоны гидроретортировани и 0,5 кг/ч воды. .Затем Лчидкие углеводороды ректифицируют и нипкокип щие углеводородные фраки и , пол чаемые со скоростью 2 кг/ч с от птенисм СН 7,0/1. подают вместе с продхктозыми газами и. сепаратора в газофазный гидрогазификатор циркул ционного типа, работающий при 760°С. Углеводороды с отношением С/Н 7,0/1 и менее ограничивают осаждение углерода в гидрогазификаторе . Высококип щие углеводороды, получаел ые со скоростью 2,7 кг/ч с отношением С/Н 7,7/1 подают на установку неполного окислени дл получени свежего водородсодержащего газа, который используетс в этом процессе. Продукт из гидрогазификатора при температуре 760°С пропускают с теплообменом с обогащенным водородом газом, отводимым из верха зоны предварительного подогрева и гидрировани до подачи его в верх зоны гидроретортировани , нагревают до 732°С и охлаждают продукт из гидрогазификатора до 382,2°С. После прохождени через этот теплообменник газообразный продукт охлаждают I удал ют 0,014 кг/ч воды и 0,73-0,33 кг/ч ароматических жидких углеводородов .4.6 kg / h of liquid hydrocarbons are separated from the hydroretorting zone and 0.5 kg / h of water from the product gases by cooling. . Then liquid hydrocarbons rectify also the nip boiling hydrocarbon dressings and, which are obtained at a rate of 2 kg / hr from the membrane CH 7.0 / 1. served together with prodkhotymi gases and. separator into a gas-phase circulating type hydro-gasifier operating at 760 ° С. Hydrocarbons with a C / H ratio of 7.0 / 1 or less limit carbon deposition in the hydro-gasifier. High boiling hydrocarbons, produced at a rate of 2.7 kg / hr with a C / H ratio of 7.7 / 1, are fed to a partial oxidation unit to produce fresh hydrogen containing gas that is used in this process. The product from the hydro gasifier at a temperature of 760 ° C is passed with heat exchange with hydrogen-rich gas withdrawn from the top of the preheating zone and hydrogenated before being fed to the top of the hydroretorting zone, heated to 732 ° C and the product is cooled from the hydro gasifier to 382.2 ° C. After passing through this heat exchanger, the gaseous product is cooled. I remove 0.014 kg / h of water and 0.73-0.33 kg / h of aromatic liquid hydrocarbons.
Затем удал ют 0,012 мол /ч двуокиси углерода и 0,010 моль/ч сероводорода и газ метанируют. При этом получают пригодный дл транспортировки по трубопроводу газ с теплотворной способностью 8400 ккал/м, содержащий менее 0,1% окиси углерода. Из 0,453 кг сухого сланца получают 0,074 м трубопроводного газа, содержащего 92,8 мол.% метана.Then, 0.012 mol / h of carbon dioxide and 0.010 mol / h of hydrogen sulfide are removed and the gas is methanated. A gas suitable for transporting by pipeline with a calorific value of 8400 kcal / m and containing less than 0.1% carbon monoxide is obtained. From 0.453 kg of dry shale, 0.074 m of pipeline gas containing 92.8 mol.% Of methane is obtained.
Таким образом, способ согласно изобре-. тению позвол ет повысить эффективность процесса за счет повышени степени превращени исходного сырь и увеличени Thus, the method according to the invention. this improves the efficiency of the process by increasing the degree of conversion of the feedstock and increasing
выхода целевых продуктов.yield of target products.
1515
Формула и 3 о б 15 е т е н и Formula and 3 about b 15 e te
Claims (6)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US365973A US3922215A (en) | 1973-06-01 | 1973-06-01 | Process for production of hydrocarbon liquids and gases from oil shale |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU683633A3 true SU683633A3 (en) | 1979-08-30 |
Family
ID=23441166
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU742005187A SU683633A3 (en) | 1973-06-01 | 1974-03-07 | Process for the preparation of liquid and gaseous hydrocarbons from fuel shales |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US3922215A (en) |
| CA (1) | CA1012913A (en) |
| SU (1) | SU683633A3 (en) |
Families Citing this family (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4003821A (en) * | 1973-10-26 | 1977-01-18 | Institute Of Gas Technology | Process for production of hydrocarbon liquid from oil shale |
| US3994343A (en) * | 1974-03-04 | 1976-11-30 | Occidental Petroleum Corporation | Process for in situ oil shale retorting with off gas recycling |
| US4138442A (en) * | 1974-12-05 | 1979-02-06 | Mobil Oil Corporation | Process for the manufacture of gasoline |
| US4153533A (en) * | 1977-09-07 | 1979-05-08 | Kirkbride Chalmer G | Shale conversion process |
| US4183733A (en) * | 1978-02-21 | 1980-01-15 | Walter Jager | Hydro gas plant with utilization of the residual coke |
| DE2923048C2 (en) * | 1979-06-07 | 1984-11-08 | Rheinische Braunkohlenwerke AG, 5000 Köln | Process for smoldering oil shale or tar sand in the presence of hydrogen |
| US4725350A (en) * | 1981-02-13 | 1988-02-16 | Smith Anthon L | Process for extracting oil and hydrocarbons from crushed solids using hydrogen rich syn gas |
| US4390411A (en) * | 1981-04-02 | 1983-06-28 | Phillips Petroleum Company | Recovery of hydrocarbon values from low organic carbon content carbonaceous materials via hydrogenation and supercritical extraction |
| US4412910A (en) * | 1981-10-21 | 1983-11-01 | Westinghouse Electric Corp. | Recovery of fuel from oil shale |
| US4578176A (en) * | 1982-06-09 | 1986-03-25 | Institute Of Gas Technology | Fuel production by free fall countercurrent flow |
| US4431509A (en) * | 1982-06-09 | 1984-02-14 | Institute Of Gas Technology | Hydrocarbon production by free fall countercurrent flow hydroconversion |
| US4560547A (en) * | 1982-06-28 | 1985-12-24 | Institute Of Gas Technology | Production of hydrogen from oil shale |
| US4931171A (en) * | 1982-08-03 | 1990-06-05 | Phillips Petroleum Company | Pyrolysis of carbonaceous materials |
| US4468314A (en) * | 1982-09-01 | 1984-08-28 | Exxon Research And Engineering Co. | Hydropyrolysis of carbonaceous material |
| US6319395B1 (en) * | 1995-10-31 | 2001-11-20 | Chattanooga Corporation | Process and apparatus for converting oil shale or tar sands to oil |
| US20050252832A1 (en) * | 2004-05-14 | 2005-11-17 | Doyle James A | Process and apparatus for converting oil shale or oil sand (tar sand) to oil |
| US20050252833A1 (en) * | 2004-05-14 | 2005-11-17 | Doyle James A | Process and apparatus for converting oil shale or oil sand (tar sand) to oil |
| US7744753B2 (en) * | 2007-05-22 | 2010-06-29 | Uop Llc | Coking apparatus and process for oil-containing solids |
| US11312911B2 (en) | 2012-05-10 | 2022-04-26 | Charles Sterling Keracik | Batch oil shale pyrolysis |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1833155A (en) * | 1925-09-28 | 1931-11-24 | Standard Oil Co California | Process of increasing the yield of light hydrocarbons from oil shales |
| US2639982A (en) * | 1949-04-30 | 1953-05-26 | Hydrocarbon Research Inc | Production of fuel gas from carbonaceous solids |
| US2991164A (en) * | 1959-01-19 | 1961-07-04 | Inst Gas Technology | Production of low molecular weight hydrocarbons from solid fossil fuels |
| US3224954A (en) * | 1964-02-03 | 1965-12-21 | Texaco Inc | Recovery of oil from oil shale and the like |
| US3421868A (en) * | 1964-03-19 | 1969-01-14 | Inst Gas Technology | Free fall shale hydrogasification |
| US3484364A (en) * | 1967-03-02 | 1969-12-16 | Exxon Research Engineering Co | Fluidized retorting of oil shale |
| US3703052A (en) * | 1970-11-12 | 1972-11-21 | Inst Gas Technology | Process for production of pipeline quality gas from oil shale |
-
1973
- 1973-06-01 US US365973A patent/US3922215A/en not_active Expired - Lifetime
-
1974
- 1974-03-07 SU SU742005187A patent/SU683633A3/en active
- 1974-03-08 CA CA194,441A patent/CA1012913A/en not_active Expired
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA1012913A (en) | 1977-06-28 |
| US3922215A (en) | 1975-11-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| SU683633A3 (en) | Process for the preparation of liquid and gaseous hydrocarbons from fuel shales | |
| DE2521189C2 (en) | Process for producing a methane-rich gas | |
| US4010092A (en) | Oil shale retorting-gasification process | |
| CA1062643A (en) | Method of heat recovering from high temperature thermally cracked hydrocarbons | |
| RU2437830C2 (en) | Method of producing synthetic gas | |
| JP3649782B2 (en) | Transfer partial oxidation treatment equipment and low-temperature conversion process of low-value hydrocarbons | |
| CA1297911C (en) | Methanol production | |
| US5824834A (en) | Process for the production of acetylene and synthesis gas | |
| RU2430140C2 (en) | Method of obtaining fischer-tropsch synthesis product | |
| SE443367B (en) | PROCEDURE FOR PARTIAL OXIDATION-THERMAL CRACKING OF RAW EXHAUST MATERIAL | |
| JPS59159887A (en) | Thermal cracking of hydrocarbon to produce olefin | |
| GB2191214A (en) | Production of higher molecular weight hydrocarbons from methane | |
| US4134740A (en) | Method for energy utilization in producing synthesis gas and recovering unconverted carbon | |
| US20060076275A1 (en) | Process for the recovery of hydrocarbon fractions from hydrocarbonaceous solids | |
| US2813919A (en) | Process for manufacture of acetylene | |
| US4043897A (en) | Oil shale retorting | |
| US3954596A (en) | Production of low sulfur heavy oil from coal | |
| US1571877A (en) | Gasification of coal | |
| US1536696A (en) | Process of carbonizing | |
| US4319982A (en) | Method of processing oil-shale or tar sand | |
| CN212335130U (en) | Device for thermal cracking of heavy oil by using pulverized coal and petroleum coke gasification | |
| SU1563596A3 (en) | Method of producing initial material for riforming and diesel fuel plant from coal | |
| US1942191A (en) | Process for the heat treatment of liquids | |
| US4092237A (en) | Process for treating oil shales | |
| CN111704934A (en) | Device for thermal cracking of heavy oil by using pulverized coal and petroleum coke gasification |