[go: up one dir, main page]

RU2012112065A - Не требующий фракционирования способ получения низкокипящего топлива из сырой нефти или ее фракций - Google Patents

Не требующий фракционирования способ получения низкокипящего топлива из сырой нефти или ее фракций Download PDF

Info

Publication number
RU2012112065A
RU2012112065A RU2012112065/04A RU2012112065A RU2012112065A RU 2012112065 A RU2012112065 A RU 2012112065A RU 2012112065/04 A RU2012112065/04 A RU 2012112065/04A RU 2012112065 A RU2012112065 A RU 2012112065A RU 2012112065 A RU2012112065 A RU 2012112065A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
specified
liquid
gas
reaction vessel
starting materials
Prior art date
Application number
RU2012112065/04A
Other languages
English (en)
Inventor
Рудольф В. ГАННЕРМЕН
Питер В. ГАННЕРМЕН
Original Assignee
Рудольф В. ГАННЕРМЕН
Питер В. ГАННЕРМЕН
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from US12/551,264 external-priority patent/US7806947B2/en
Priority claimed from US12/651,592 external-priority patent/US8226817B2/en
Application filed by Рудольф В. ГАННЕРМЕН, Питер В. ГАННЕРМЕН filed Critical Рудольф В. ГАННЕРМЕН
Publication of RU2012112065A publication Critical patent/RU2012112065A/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/04—Liquid carbonaceous fuels essentially based on blends of hydrocarbons
    • 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
    • B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
    • B01J23/70—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper
    • B01J23/76—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36
    • B01J23/84—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36 with arsenic, antimony, bismuth, vanadium, niobium, tantalum, polonium, chromium, molybdenum, tungsten, manganese, technetium or rhenium
    • B01J23/889—Manganese, technetium or rhenium
    • B01J23/8892—Manganese
    • 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
    • C10G11/00—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • 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
    • C10G11/00—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C10G11/10—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with stationary catalyst bed
    • 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
    • C10G15/00—Cracking of hydrocarbon oils by electric means, electromagnetic or mechanical vibrations, by particle radiation or with gases superheated in electric arcs
    • C10G15/08—Cracking of hydrocarbon oils by electric means, electromagnetic or mechanical vibrations, by particle radiation or with gases superheated in electric arcs by electric means or by electromagnetic or mechanical vibrations
    • 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
    • C10G29/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, with other chemicals
    • C10G29/20—Organic compounds not containing metal atoms
    • C10G29/205—Organic compounds not containing metal atoms by reaction with hydrocarbons added to the hydrocarbon oil
    • 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
    • C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
    • C10G49/007—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 in the presence of hydrogen from a special source or of a special composition or having been purified by a special treatment
    • 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
    • C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
    • C10G49/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 characterised by the catalyst used
    • C10G49/04—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 characterised by the catalyst used containing nickel, cobalt, chromium, molybdenum, or tungsten metals, or compounds thereof
    • 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
    • B01J35/00—Catalysts, in general, characterised by their form or physical properties
    • B01J35/50—Catalysts, in general, characterised by their form or physical properties characterised by their shape or configuration
    • B01J35/58—Fabrics or filaments
    • 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1025—Natural gas
    • 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/104—Light gasoline having a boiling range of about 20 - 100 °C
    • 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/1044—Heavy gasoline or naphtha having a boiling range of about 100 - 180 °C
    • 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/1048—Middle distillates
    • C10G2300/1051—Kerosene having a boiling range of about 180 - 230 °C
    • 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/1048—Middle distillates
    • C10G2300/1055—Diesel having a boiling range of about 230 - 330 °C
    • 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/1048—Middle distillates
    • C10G2300/1059—Gasoil having a boiling range of about 330 - 427 °C
    • 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4006—Temperature

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Catalysts (AREA)
  • Fats And Perfumes (AREA)

Abstract

1. Способ получения жидкого топлива из газа, содержащего, по меньшей мере, примерно 50 об.% метана, указанный способ включает:(a) приведение в контакт указанного газа с (i) жидкими исходными материалами, состоящими из сырой нефти или жидкой нефтяной фракции, и (ii) с сеткой из металлического катализатора, как указанные жидкие исходные материалы, так и указанная сетка из металлического катализатора содержатся в реакционной емкости при температуре примерно 80°C или выше, но ниже температуры кипения указанной сырой нефти, указанная сетка из металлического катализатора содержит витки переходного металла, закрепленные на железной раме;(b) извлечение газообразного продукта реакции, сформированного в указанной реакционной емкости; и(c) конденсирование указанного газообразного продукта реакции до указанного жидкого топлива.2. Способ по п.1, где указанный газ содержит, по меньшей мере, примерно 70 об.% метана.3. Способ по п.1, где указанный газ содержит, по меньшей мере, примерно 85 об.% метана.4. Способ по п.1, где указанный газ представляет собой природный газ.5. Способ по п.1, где указанная сетка из металлического катализатора погружается в указанный жидкий исходный материал.6. Способ по п.1, где указанные жидкие исходные материалы представляют собой сырую нефть.7. Способ по п.1, где указанные жидкие исходные материалы представляют собой жидкую нефтяную фракцию, выбранную из минерального масла, дизельного масла, нафты, керосина, газойля и бензина.8. Способ по п.1, где указанные жидкие исходные материалы представляют собой жидкую нефтяную фракцию, выбранную из дизельного масла, керосина и бензина.9. Способ по п.1, где газ представляет собой п�

Claims (42)

1. Способ получения жидкого топлива из газа, содержащего, по меньшей мере, примерно 50 об.% метана, указанный способ включает:
(a) приведение в контакт указанного газа с (i) жидкими исходными материалами, состоящими из сырой нефти или жидкой нефтяной фракции, и (ii) с сеткой из металлического катализатора, как указанные жидкие исходные материалы, так и указанная сетка из металлического катализатора содержатся в реакционной емкости при температуре примерно 80°C или выше, но ниже температуры кипения указанной сырой нефти, указанная сетка из металлического катализатора содержит витки переходного металла, закрепленные на железной раме;
(b) извлечение газообразного продукта реакции, сформированного в указанной реакционной емкости; и
(c) конденсирование указанного газообразного продукта реакции до указанного жидкого топлива.
2. Способ по п.1, где указанный газ содержит, по меньшей мере, примерно 70 об.% метана.
3. Способ по п.1, где указанный газ содержит, по меньшей мере, примерно 85 об.% метана.
4. Способ по п.1, где указанный газ представляет собой природный газ.
5. Способ по п.1, где указанная сетка из металлического катализатора погружается в указанный жидкий исходный материал.
6. Способ по п.1, где указанные жидкие исходные материалы представляют собой сырую нефть.
7. Способ по п.1, где указанные жидкие исходные материалы представляют собой жидкую нефтяную фракцию, выбранную из минерального масла, дизельного масла, нафты, керосина, газойля и бензина.
8. Способ по п.1, где указанные жидкие исходные материалы представляют собой жидкую нефтяную фракцию, выбранную из дизельного масла, керосина и бензина.
9. Способ по п.1, где газ представляет собой природный газ, и указанные жидкие исходные материалы представляют собой сырую нефть.
10. Способ по п.1, где газ представляет собой природный газ, и указанные жидкие исходные материалы представляют собой дизельное масло.
11. Способ по п.1, где указанные жидкие исходные материалы занимают часть указанной реакционной емкости и при этом формируют уровень жидкости в указанной реакционной емкости и верхнюю часть емкости выше указанного уровня жидкости, указанная сетка из металлического катализатора находится в указанной верхней части емкости, стадия (a) включает введение указанного газа в указанную реакционную емкость ниже указанного уровня жидкости, и стадия (b) включает извлечение указанного газообразного продукта реакции из указанной верхней части емкости.
12. Способ по п.1, где указанные жидкие исходные материалы занимают часть указанной реакционной емкости и при этом формируют уровень жидкости и верхнюю часть емкости выше указанного уровня жидкости, указанная реакционная емкость содержит множество указанных сеток из металлического катализатора и, по меньшей мере, одна из указанных сеток из металлического катализатора находится в указанной верхней части емкости, стадия (a) включает введение указанного газа в указанную реакционную емкость ниже указанного уровня жидкости, и стадия (b) включает извлечение указанного газообразного продукта реакции из указанной верхней части емкости.
13. Способ по п.1, где указанные жидкие исходные материалы занимают часть указанной реакционной емкости и при этом формируют уровень жидкости и верхнюю часть емкости выше указанного уровня жидкости, указанная реакционная емкость содержит множество указанных сеток из металлического катализатора, находящихся в указанной верхней части емкости, стадия (a) включает введение указанного газа в указанную реакционную емкость ниже указанного уровня жидкости, и стадия (b) включает извлечение указанного газообразного продукта реакции из указанной верхней части емкости.
14. Способ по п.1 или 12, где стадия (a) осуществляется при температуре примерно от 100°C примерно до 250°C.
15. Способ по п.1 или 12, где стадия (a) осуществляется при температуре примерно от 150°C примерно до 200°C.
16. Способ по п.1 или 12, где стадия (a) осуществляется при температуре примерно от 150°C примерно до 200°C и при давлении примерно от 1 атмосферы примерно до 1,5 атмосферы.
17. Способ по п.1, где указанные витки навиваются в конфигурации, которая производит флуктуирующий электрический потенциал между указанными витками и указанной рамой.
18. Способ по п.17, где указанный флуктуирующий электрический потенциал имеет усредненное по времени напряжение примерно от 100 мВ примерно до 10 В и частоту примерно от 30 Гц примерно до 300 Гц.
19. Способ по п.17, где указанный флуктуирующий электрический потенциал имеет усредненное по времени напряжение примерно от 300 мВ примерно до 3 В и частоту примерно от 30 Гц примерно до 300 Гц.
20. Способ по п.1 или 12, где указанные витки состоят из множества переходных металлов.
21. Способ по п.1 или 12, где указанные металлы из указанного множества переходных металлов включают кобальт, никель и вольфрам.
22. Способ по п.1 или 12, где указанные металлы из указанного множества переходных металлов включают кобальт, никель, вольфрам и хром.
23. Способ по п.1 или 12, где указанный катализатор дополнительно содержит витки из алюминия, закрепленные на указанной железной раме.
24. Способ по п.1 или 12, где указанный катализатор содержит витки кобальта, никеля, вольфрама, хрома и алюминия на железной раме.
25. Способ получения жидкого топлива, указанный способ включает:
(a) взаимодействие газа и жидких исходных материалов по п.1 с помощью способа по п.1, где указанный газ по п.1 определяется как первый газ, указанный газообразный продукт реакции по п.1 определяется как первый газообразный продукт реакции и указанное жидкое топливо по п.1 определяется как первый конденсат;
(b) прохождение второго газа, содержащего, по меньшей мере, примерно 50 об.% метана, через указанный первый конденсат и сетку из металлического катализатора, как указанный первый конденсат, так и указанная сетка из металлического катализатора содержатся во второй реакционной емкости, при этом указанный первый конденсат находится при температуре примерно 80°C или выше, но ниже температуры кипения указанного первого конденсата, указанная сетка из металлического катализатора содержит витки переходного металла, закрепленные на железной раме;
(c) извлечение второго газообразного продукта реакции из указанной второй реакционной емкости;
(d) конденсирование указанного второго газообразного продукта реакции с получением указанного жидкого топлива.
26. Способ по п.25, где указанные жидкие исходные материалы занимают часть указанной первой реакционной емкости и при этом формируют уровень жидкости в указанной первой реакционной емкости и верхнюю часть емкости выше указанного уровня жидкости; указанный первый конденсат занимает часть указанной второй реакционной емкости и при этом формирует уровень жидкости в указанной второй реакционной емкости и верхнюю часть емкости выше указанного уровня жидкости; указанная сетка из металлического катализатора в указанной первой реакционной емкости находится в указанной верхней части емкости, в указанной первой реакционной емкости, и указанная сетка из металлического катализатора в указанной второй реакционной емкости находится в указанной верхней части емкости, в указанной второй реакционной емкости, как стадия (a), так и стадия (d) включают введение указанного первого и второго газов в указанную первую и вторую реакционные емкости, соответственно, ниже указанных уровней жидкости, и как стадия (b), так и стадия (e) включают извлечение указанных газообразных продуктов реакции из указанных верхних частей емкостей.
27. Способ по п.25, где как указанный первый газ, так и указанный второй газ содержат, по меньшей мере, примерно 85 об.% метана.
28. Способ по п.25, где указанные жидкие исходные материалы представляют собой сырую нефть, и как указанный первый газ, так и указанный второй газ представляют собой природный газ.
29. Способ по п.25, где указанные жидкие исходные материалы представляют собой дизельное масло и как указанный первый газ, так и указанный второй газ представляют собой природный газ.
30. Жидкое топливо, полученное с помощью способа по п.1.
31. Жидкое топливо по п.30, где указанные жидкие исходные материалы представляют собой сырую нефть, и указанный газ представляет собой природный газ.
32. Жидкое топливо по п.30, где указанные жидкие исходные материалы представляют собой дизельное масло, и указанный газ представляет собой природный газ.
33. Жидкое топливо, полученное с помощью способа по п.12.
34. Жидкое топливо по п.33, где указанные жидкие исходные материалы представляют собой сырую нефть, и указанный газ представляет собой природный газ.
35. Жидкое топливо по п.33, где указанные жидкие исходные материалы представляет собой дизельное масло, и указанный газ представляет собой природный газ.
36. Жидкое топливо по п.33, где указанные металлы из указанного множества переходных металлов включают кобальт, никель, вольфрам и хром, и указанный катализатор дополнительно содержит витки алюминия, закрепленные на указанной железной раме.
37. Способ транспортировки сырой нефти через трубопровод, указанный способ включает:
(a) смешивание указанной сырой нефти с жидким агентом для смешивания, полученным с помощью способа по п.1, с образованием смеси; и
(b) прокачку указанной смеси через указанный трубопровод.
38. Способ по п.37, где жидкие исходные материалы представляют собой сырую нефть, и указанный газ представляет собой природный газ.
39. Способ по п.37, где стадия (a) осуществляется при температуре примерно от 150°C примерно до 200°C.
40. Способ по п.37, где стадия (a) осуществляется при температуре примерно от 150°C примерно до 200°C и при давлении примерно от 1 атмосферы примерно до 1,5 атмосферы.
41. Способ по п.37, где указанные металлы из указанного множества переходных металлов представляют собой кобальт, никель, вольфрам и хром.
42. Способ по п.37, где указанный катализатор содержит витки кобальта, никеля, вольфрама, хрома и алюминия на железной раме.
RU2012112065/04A 2009-08-31 2010-07-27 Не требующий фракционирования способ получения низкокипящего топлива из сырой нефти или ее фракций RU2012112065A (ru)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/551,264 US7806947B2 (en) 2009-08-31 2009-08-31 Liquid hydrocarbon fuel from methane assisted by spontaneously generated voltage
US12/551,264 2009-08-31
US12/651,592 2010-01-04
US12/651,592 US8226817B2 (en) 2010-01-04 2010-01-04 Non-fractionation process for production of low-boiling fuel from crude oil
PCT/US2010/043351 WO2011025613A1 (en) 2009-08-31 2010-07-27 Non-fractionation process for production of low-boiling fuel from crude oil or fractions thereof

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2012112065A true RU2012112065A (ru) 2013-10-10

Family

ID=43628318

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012112065/04A RU2012112065A (ru) 2009-08-31 2010-07-27 Не требующий фракционирования способ получения низкокипящего топлива из сырой нефти или ее фракций

Country Status (19)

Country Link
EP (1) EP2473584B1 (ru)
JP (1) JP2013503239A (ru)
CN (1) CN102597184A (ru)
AR (1) AR077989A1 (ru)
AU (1) AU2010286906A1 (ru)
BR (1) BR112012004429A2 (ru)
CA (1) CA2771576C (ru)
CO (1) CO6440517A2 (ru)
DK (1) DK2473584T3 (ru)
ES (1) ES2710849T3 (ru)
HR (1) HRP20190276T1 (ru)
HU (1) HUE042729T2 (ru)
MX (1) MX2012002487A (ru)
PL (1) PL2473584T3 (ru)
PT (1) PT2473584T (ru)
RU (1) RU2012112065A (ru)
SI (1) SI2473584T1 (ru)
TR (1) TR201902099T4 (ru)
WO (1) WO2011025613A1 (ru)

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7897124B2 (en) 2008-09-18 2011-03-01 Gunnerman Rudolf W Continuous process and plant design for conversion of biogas to liquid fuel
US8226817B2 (en) 2010-01-04 2012-07-24 Gunnerman Rudolf W Non-fractionation process for production of low-boiling fuel from crude oil
US10787616B2 (en) 2014-08-20 2020-09-29 Nexcrude Technologies, Inc. Methods for separating light fractions from hydrocarbon feedstock
DE102020114494A1 (de) 2020-05-29 2021-12-02 Vng Ag Kraftstoffmischung mit verbesserter CO2- Bilanz
CN111530114B (zh) * 2020-06-16 2021-10-08 上海化工研究院有限公司 精馏系统、半连续精馏方法和其用途

Family Cites Families (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3925001A (en) * 1969-12-19 1975-12-09 Exxon Research Engineering Co Placement of catalytically active materials in combustion flames
US3870063A (en) * 1971-06-11 1975-03-11 John T Hayward Means of transporting crude oil through a pipeline
US3993600A (en) * 1973-08-23 1976-11-23 Matthey Bishop, Inc. Catalyst support assembly
US3989477A (en) * 1973-10-31 1976-11-02 Wilson Stanley C Gas enriching apparatus
US4188204A (en) * 1979-02-06 1980-02-12 Falconbridge Nickel Mines Limited Metallurgical process using liquid fuels
JPS61242622A (ja) * 1985-04-19 1986-10-28 Toyota Motor Corp 酸素共存排気浄化装置
US4673488A (en) * 1985-08-26 1987-06-16 Uop Inc. Hydrocarbon-conversion process with fractionator overhead vapor recycle
US4895640A (en) * 1989-02-10 1990-01-23 Jackson Herman R Method for removing impurities and residual moisture from petroleum fuels
US5069775A (en) * 1990-05-07 1991-12-03 Atlantic Richfield Company Heavy crude upgrading using remote natural gas
US5269909A (en) * 1991-10-29 1993-12-14 Intevep, S.A. Process for treating heavy crude oil
JPH0670219B2 (ja) * 1992-03-26 1994-09-07 インテヴェップ，エス．エイ． 重炭化水素における改良された粘度及び蒸留物比率を得る方法
JP2862118B2 (ja) * 1992-12-09 1999-02-24 三菱重工業株式会社 発電方法
JPH08143871A (ja) * 1994-11-24 1996-06-04 U S S:Kk 合成樹脂用の油化装置
US5891829A (en) * 1997-08-12 1999-04-06 Intevep, S.A. Process for the downhole upgrading of extra heavy crude oil
US5942101A (en) * 1997-12-09 1999-08-24 Exxon Research And Engineering Co. Method for decreasing the conradson carbon number of petroleum streams
NL1027778C2 (nl) * 2003-12-19 2006-09-11 Shell Int Research Systemen en werkwijzen voor het bereiden van een ruw product.
AU2006327030B2 (en) * 2005-12-22 2010-09-02 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Zirconium stabilised Fischer Tropsch catalyst and catalyst support

Also Published As

Publication number Publication date
EP2473584A4 (en) 2014-01-22
BR112012004429A2 (pt) 2016-03-22
AU2010286906A1 (en) 2012-03-15
CA2771576A1 (en) 2011-03-03
HRP20190276T1 (hr) 2019-06-14
TR201902099T4 (tr) 2019-03-21
EP2473584A1 (en) 2012-07-11
DK2473584T3 (en) 2019-03-11
CN102597184A (zh) 2012-07-18
AR077989A1 (es) 2011-10-05
PT2473584T (pt) 2019-02-14
CA2771576C (en) 2019-09-17
EP2473584B1 (en) 2018-11-21
CO6440517A2 (es) 2012-05-15
WO2011025613A1 (en) 2011-03-03
SI2473584T1 (sl) 2019-04-30
HUE042729T2 (hu) 2021-11-29
MX2012002487A (es) 2012-06-13
JP2013503239A (ja) 2013-01-31
PL2473584T3 (pl) 2019-05-31
ES2710849T3 (es) 2019-04-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Rotunno et al. Energy and economic analysis of a water scrubbing based biogas upgrading process for biomethane injection into the gas grid or use as transportation fuel
Beneroso et al. Microwave pyrolysis of microalgae for high syngas production
Olah et al. Difference and significance of regenerative versus renewable carbon fuels and products
RU2012112065A (ru) Не требующий фракционирования способ получения низкокипящего топлива из сырой нефти или ее фракций
RU2015116460A (ru) Производство фракционированных топлив повышенного качества из биомассы
MX2010010995A (es) Proceso para conversion de biogas a combustible liquido.
CN102304387B (zh) 一种煤基高密度喷气燃料的生产方法
US20110049014A1 (en) Liquid hydrocarbon fuel from methane assisted by spontaneously generated voltage
GB2603741A (en) Method for producing a fuel using renewable hydrogen
Walspurger et al. CO2 reduction to substitute natural gas: Toward a global low carbon energy system
US8226817B2 (en) Non-fractionation process for production of low-boiling fuel from crude oil
JP2024050993A (ja) 有用炭化水素の製造方法および有用炭化水素の製造装置
US20170218279A1 (en) Small scale modular gas to liquids plant for stranded remote gas
Martínez Figueredo et al. Valeric Biofuel Production from γ‐Valerolactone over Bifunctional Catalysts with Moderate Noble‐Metal Loading
CN105176605B (zh) 一种航空燃油生产装置及生产方法
CN204999868U (zh) 一种航空燃油生产装置
US20220333019A1 (en) System and method for making a kerosene fuel product
Sauciuc et al. Influence of pressure on the performance of biomass based Fischer-Tropsch synthesis
WO2011058619A1 (ja) Ｇｔｌの直接工程における鎖式飽和炭化水素の製造方法
KR101041959B1 (ko) 폐식용유로부터 바이오 가스와 액체 연료를 생산하는 방법 및 장치
Younis Valorization of non-recycled plastic waste by catalytic reforming to produce synthesis gas
RU2015154560A (ru) Двухступенчатый способ насыщения ароматических соединений дизельного топлива, использующий промежуточное отпаривание и катализатор на основе неблагородного металла
Ido et al. RSM-CCD modeled and enhanced liquid hydrocarbon from Scedemus obliquus oil by Ni-functionalized and pyrolyzed rice husk: Relative diesel and gasoline content responses
Arutyunov et al. Methanol synthesis by direct oxidation of natural gas at thermal power plants
RU2526040C1 (ru) Способ получения моторного топлива

Legal Events

Date Code Title Description
FA94 Acknowledgement of application withdrawn (non-payment of fees)

Effective date: 20150410