RU2539656C1 - Method for producing liquid hydrocarbons of hydrocarbon gas and plant for implementing it - Google Patents
Method for producing liquid hydrocarbons of hydrocarbon gas and plant for implementing it Download PDFInfo
- Publication number
- RU2539656C1 RU2539656C1 RU2013151536/04A RU2013151536A RU2539656C1 RU 2539656 C1 RU2539656 C1 RU 2539656C1 RU 2013151536/04 A RU2013151536/04 A RU 2013151536/04A RU 2013151536 A RU2013151536 A RU 2013151536A RU 2539656 C1 RU2539656 C1 RU 2539656C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- reforming
- water
- unit
- hydrocarbon
- Prior art date
Links
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 169
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 165
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 90
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 85
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 41
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 193
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 134
- 238000002407 reforming Methods 0.000 claims abstract description 103
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 100
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims abstract description 97
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 71
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 52
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 claims abstract description 34
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 31
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 30
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 18
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 18
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 18
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000012495 reaction gas Substances 0.000 claims abstract description 7
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 34
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 31
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 claims description 20
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 17
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 13
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 12
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 11
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 claims description 8
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 claims description 8
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 6
- 238000010992 reflux Methods 0.000 claims description 6
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims description 6
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims description 6
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 claims description 4
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 claims description 4
- 239000002699 waste material Substances 0.000 claims description 2
- 230000005855 radiation Effects 0.000 claims 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 abstract description 13
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 abstract description 11
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000013022 venting Methods 0.000 abstract 1
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 33
- 239000000047 product Substances 0.000 description 18
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 9
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 9
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 8
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 6
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 6
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 6
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 6
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 6
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 description 5
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 5
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 5
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000001833 catalytic reforming Methods 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 4
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 4
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 4
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 4
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 3
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 3
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 description 3
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 3
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 3
- 238000004887 air purification Methods 0.000 description 2
- 238000002453 autothermal reforming Methods 0.000 description 2
- HOWJQLVNDUGZBI-UHFFFAOYSA-N butane;propane Chemical compound CCC.CCCC HOWJQLVNDUGZBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 2
- 239000008213 purified water Substances 0.000 description 2
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 238000000629 steam reforming Methods 0.000 description 2
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007036 catalytic synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011195 cermet Substances 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 210000000540 fraction c Anatomy 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N h2o hydrate Chemical compound O.O JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 229910001404 rare earth metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 230000002194 synthesizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефте- и газохимии, в частности к способам переработки попутного нефтяного газа и углеводородного газа нестабильного состава.The invention relates to oil and gas chemistry, in particular to methods for processing associated petroleum gas and hydrocarbon gas of an unstable composition.
Предпосылки изобретения и предшествующий уровень техники.Background of the invention and prior art.
В настоящее время существует проблема переработки попутного нефтяного газа, а также газа месторождений с нестабильным составом. Такие газы либо сжигают в факелах, либо встает необходимость прокладывания магистралей до существующих газопроводов или до ближайшего газоперерабатывающего предприятия. Газ низконапорных скважин залегает на большой глубине и из-за низкого давления его трудно транспортировать. Поэтому утилизация попутного нефтяного газа, газа с нестабильным составом и низконапорного газа (с целью производства жидких углеводородов) имеет большое значение для решения одной из основных экологических проблем - уменьшения выброса в атмосферу диоксида углерода непосредственно на месторождении, для удовлетворения собственного спроса нефте- и газодобывающих компаний на моторное топливо, а также для получения коммерчески ликвидного продукта без дорогостоящей транспортировки газа.Currently, there is a problem of processing associated petroleum gas, as well as gas from fields with an unstable composition. Such gases are either flared or there is a need to lay pipelines to existing gas pipelines or to the nearest gas processing plant. Gas from low-pressure wells lies at great depths and is difficult to transport due to low pressure. Therefore, the utilization of associated petroleum gas, gas with an unstable composition and low-pressure gas (for the purpose of producing liquid hydrocarbons) is of great importance for solving one of the main environmental problems - reducing the emission of carbon dioxide into the atmosphere directly at the field, in order to satisfy the own demand of oil and gas producers for motor fuel, as well as for obtaining a commercially liquid product without expensive gas transportation.
Известные способы превращения природного газа в жидкие углеводороды включают две стадии. Сначала проводят каталитическую конверсию природного газа с получением синтез-газа, состоящего из Н2 и СО, а также некоторого количества CO2. На второй стадии в результате каталитического синтеза из синтез-газа получают жидкие углеводороды, состоящие из высших углеводородов С5+. Этот процесс также может включать дополнительную стадию стабилизации (облагораживания) жидких углеводородов с получением конечных продуктов.Known methods for converting natural gas to liquid hydrocarbons include two stages. First, a catalytic conversion of natural gas is carried out to produce a synthesis gas consisting of H 2 and CO, as well as some CO 2 . In the second stage, liquid hydrocarbons consisting of higher C 5+ hydrocarbons are obtained from synthesis gas as a result of catalytic synthesis. This process may also include an additional stage of stabilization (refinement) of liquid hydrocarbons to obtain the final products.
Из патента RU 2247701 С07С 1/04, опубликованного 10.03.2005, известен способ превращения природного газа в высшие углеводороды. Способ включает в себя каталитическую конверсию природного газа при взаимодействии с водяным паром и кислородсодержащим газом с получением синтез-газа в две ступени. На первой ступени в реакторе предриформинга при температуре (430-500)°С содержащиеся в исходном газе углеводороды С2 и выше превращаются в метан, СО и СО2, после чего на второй ступени газовая смесь подогревается до температуры (550-650)°С и вместе с кислородом или кислородсодержащим газом (воздухом) направляется в реактор автотермического риформинга, где под давлением (3-4) МПа конвертируется в синтез-газ. Температура синтез-газа на выходе из реактора риформинга поддерживается в пределах (950-1050)°С. Полученный синтез-газ охлаждают, после чего направляют в реактор синтеза жидких углеводородов, где при давлении (2-4) МПа и температуре (180-240)°С получают неочищенный продукт синтеза, состоящий из низших углеводородов, высших углеводородов, воды и остаточного синтез-газа. Затем проводят разделение жидкой и газообразной фаз. Часть отходящих газов с добавлением природного газа подвергают паровому риформингу в отдельном аппарате, после чего вводят их в основной поток синтез-газа перед реактором синтеза жидких углеводородов и/или в поток газов перед реактором риформинга. Предварительно углеводородный газ проходит узел очистки от сернистых соединений. Использование данного способа позволяет увеличить выход жидкого топлива и уменьшить выброс CO2.From patent RU 2247701 С07С 1/04, published on March 10, 2005, a method is known for converting natural gas to higher hydrocarbons. The method includes the catalytic conversion of natural gas by reacting with water vapor and an oxygen-containing gas to produce synthesis gas in two stages. At the first stage in the pre-reforming reactor at a temperature of (430-500) ° C, the hydrocarbons C 2 and higher contained in the feed gas are converted to methane, CO and CO 2 , after which at the second stage the gas mixture is heated to a temperature of (550-650) ° C and together with oxygen or an oxygen-containing gas (air) is sent to an autothermal reforming reactor, where under pressure (3-4) MPa is converted to synthesis gas. The temperature of the synthesis gas at the outlet of the reforming reactor is maintained at (950-1050) ° C. The resulting synthesis gas is cooled, and then sent to a liquid hydrocarbon synthesis reactor, where at a pressure of (2-4) MPa and a temperature of (180-240) ° C, a crude synthesis product is obtained consisting of lower hydrocarbons, higher hydrocarbons, water and residual synthesis gas. Then carry out the separation of the liquid and gaseous phases. Part of the exhaust gases with the addition of natural gas is subjected to steam reforming in a separate apparatus, after which they are introduced into the main synthesis gas stream in front of the liquid hydrocarbon synthesis reactor and / or into the gas stream in front of the reforming reactor. Pre-hydrocarbon gas passes through the sulfur removal unit. Using this method allows to increase the yield of liquid fuel and reduce the emission of CO 2 .
Установка для осуществления данного способа содержит блок обессеривания природного газа, испаритель для добавления водяного пара в обессеренный газ, теплообменник для нагрева смеси газа с водяным паром, реактор предриформинга, теплообменник для дополнительного подогрева отходящих газов предриформинга, реактор автотермического риформинга, теплообменник для получения пара высокого давления из воды за счет тепла отходящих газов риформинга, сепаратор для конденсации и выделения воды из синтез-газа, реактор синтеза жидких углеводородов, блок разделения продуктов синтеза жидких углеводородов (на желаемый продукт С5+, на побочные продукты в виде C5-, СО2, Н2О, на не прореагировавший синтез-газ СО и Н2), реактор парового риформинга части отходящего газа, содержащего побочные продукты.The installation for implementing this method comprises a natural gas desulfurization unit, an evaporator for adding water vapor to the desulfurized gas, a heat exchanger for heating the gas mixture with water vapor, a pre-reforming reactor, a heat exchanger for additionally heating the pre-reforming exhaust gases, an autothermal reforming reactor, a heat exchanger for producing high-pressure steam from water due to the heat of reforming waste gases, a separator for condensing and separating water from synthesis gas, a liquid hydrocarbon synthesis reactor , a unit for separating the products of the synthesis of liquid hydrocarbons (for the desired product C 5+ , for by-products in the form of C 5- , СО 2 , Н 2 О, unreacted synthesis gas СО and Н 2 ), a steam reforming reactor for a part of the exhaust gas, containing by-products.
Основными недостатками способа и устройства по патенту RU 2247701 являются:The main disadvantages of the method and device according to patent RU 2247701 are:
1) проведение основных стадий процесса при различных давлениях от 1 до 4 МПа, что приводит к необходимости включения в технологическую схему нескольких компрессоров. Это усложняет технологическую схему и сопровождается соответствующими капитальными расходами и затратами энергии на их привод, что неприемлемо для окупаемого в короткие сроки малотоннажного производства;1) carrying out the main stages of the process at various pressures from 1 to 4 MPa, which leads to the need to include several compressors in the technological scheme. This complicates the technological scheme and is accompanied by the corresponding capital costs and energy costs for their drive, which is unacceptable for small-tonnage production that pays off in a short time;
2) применение дополнительного каталитического реактора для проведения паровой конверсии отходящих газов, с одной стороны, увеличивает выход конечного продукта и уменьшает выброс CO2, а с другой стороны - существенно усложняет технологическую схему и ведет к удорожанию установки в целом.2) the use of an additional catalytic reactor for conducting steam conversion of exhaust gases, on the one hand, increases the yield of the final product and reduces CO 2 emissions, and on the other hand, significantly complicates the technological scheme and leads to higher cost of the installation as a whole.
Из патента RU 2387629 С07С 1/04, опубликованного 27.04.2010, известен способ получения синтетических углеводородов из углеводородных газов. Исходное газообразное сырье при постоянном давлении (0,8-3,0) МПа после очистки от соединений серы разделяют на два потока, один из которых вместе с частью отходящих газов из реактора синтеза жидких углеводородов, СО2, выделяемым из отходящих дымовых газов, и Н2О в виде пара подают в каталитический реактор риформинга радиально-спирального типа на пароуглекислотную конверсию, которую проводят при температуре (950-1050)°С. Полученный синтез-газ подают в качестве греющей среды в паровой котел, затем синтез-газ дополнительно охлаждают до температуры (20-40)°С и отделяют влагу, после чего подают в реактор синтеза жидких углеводородов радиально-спирального типа, где проводят реакцию синтеза при температуре (180-220)°С. Образующуюся смесь жидких углеводородов разделяют на товарные виды жидких углеводородов. Второй поток исходного газообразного сырья смешивают с другой частью отходящих газов из реактора синтеза жидких углеводородов и подают на горелку каталитического реактора риформинга в качестве топлива. После чего из дымовых газов выделяют влагу и углекислый газ, которые затем подают в каталитический реактор риформинга на пароуглекислотную конверсию газообразного углеводородного сырья, а дымовые газы охлаждают и выводят из установки. Конденсат, выделяемый из синтез-газа и дымовых газов, и воду, получаемую после разделения продуктов синтеза жидких углеводородов, подвергают очистке в узле водоподготовки и направляют в паровой котел для производства пара, необходимого для проведения пароуглекислотной конверсии исходного газообразного сырья.From patent RU 2387629 С07С 1/04, published on 04/27/2010, a method for producing synthetic hydrocarbons from hydrocarbon gases is known. The initial gaseous feedstock at a constant pressure of (0.8-3.0) MPa after purification from sulfur compounds is divided into two streams, one of which, together with a portion of the exhaust gases from the liquid hydrocarbon synthesis reactor, CO 2 released from the exhaust flue gases, and H 2 O in the form of steam is fed into a radial-spiral type reforming catalytic reactor for steam-carbon dioxide conversion, which is carried out at a temperature of (950-1050) ° C. The resulting synthesis gas is supplied as a heating medium to a steam boiler, then the synthesis gas is additionally cooled to a temperature of (20-40) ° С and moisture is separated, after which it is fed to a radial-spiral type liquid hydrocarbon synthesis reactor, where the synthesis reaction is carried out at temperature (180-220) ° С. The resulting mixture of liquid hydrocarbons is divided into commercial types of liquid hydrocarbons. A second stream of feed gas is mixed with another part of the off-gas from the liquid hydrocarbon synthesis reactor and fed to the burner of the catalytic reforming reactor as fuel. After that, moisture and carbon dioxide are released from the flue gases, which are then fed to the catalytic reforming reactor for steam-carbon dioxide conversion of gaseous hydrocarbon feeds, and the flue gases are cooled and removed from the installation. The condensate evolved from the synthesis gas and flue gases and the water obtained after separation of the products of the synthesis of liquid hydrocarbons are subjected to purification in a water treatment unit and sent to a steam boiler to produce the steam necessary for carrying out the carbon dioxide conversion of the feed gas.
Установка для осуществления данного способа содержит узел теплоиспользующей аппаратуры, узел очистки углеводородного газа от сернистых соединений, каталитический реактор риформинга углеводородного газа радиально-спирального типа, компрессоры, паровой котел для производства пара для пароуглекислотной конверсии углеводородного газа, реактор синтеза жидких углеводородов радиально-спирального типа, блок разделения жидких углеводородов, рекуперативные теплообменники, блок выделения CO2 из дымовых газов, узел водоподготовки.The installation for implementing this method comprises a node for heat-utilizing equipment, a node for cleaning hydrocarbon gas from sulfur compounds, a radial-spiral type hydrocarbon gas reforming catalytic reactor, compressors, a steam boiler for producing carbon-dioxide vapor conversion of hydrocarbon gas, a radial-spiral type liquid hydrocarbon synthesis reactor, liquid hydrocarbon separation unit, recuperative heat exchangers, flue gas emission unit 2 , water treatment unit.
Основные недостатки способа и устройства по патенту RU 2387629 С1 от 27.04.2010:The main disadvantages of the method and device according to patent RU 2387629 C1 of 04/27/2010:
1) реализация пароуглекислотной конверсии в каталитическом реакторе риформинга требует завышенного потребления исходного углеводородного газа на обогрев реактора дымовыми газами, что усложняет конструкцию установки в целом и приводит к увеличению отношения количества исходного сырья к единице массы конечного продукта;1) the implementation of steam-carbon dioxide conversion in a catalytic reforming reactor requires an increased consumption of the original hydrocarbon gas for heating the reactor with flue gases, which complicates the design of the installation as a whole and leads to an increase in the ratio of the amount of the feedstock to the mass unit of the final product;
2) принятая схема конверсии исходного углеводородного газа (пароуглекислотная) не обеспечивает возможность широкого управления составом синтез-газа.2) the adopted scheme for the conversion of the initial hydrocarbon gas (carbon dioxide) does not provide the possibility of wide control of the composition of the synthesis gas.
Наиболее близким к заявленному изобретению является способ получения ароматических углеводородов, водорода, метанола, моторных топлив и воды из газа нестабильного состава газоконденсатных и нефтяных месторождений, описанный в патенте RU 2362760 С07С 1/04, опубликованном 27.07.2009, включающий обессеривание углеводородного газа, подогрев его дымовыми газами, разогревающими узел теплоиспользующей аппаратуры, последующее получение синтез-газа высокотемпературным риформингом путем его конверсии кислородом воздуха, получение из синтез-газа метанола с последующим получением жидких углеводородов и воды, отгонку из воды остатков углеводородов.Closest to the claimed invention is a method for producing aromatic hydrocarbons, hydrogen, methanol, motor fuels and water from gas of an unstable composition of gas condensate and oil fields, described in patent RU 2362760 С07С 1/04, published July 27, 2009, including desulfurization of hydrocarbon gas, heating it flue gases, warming up the unit of heat-using equipment, the subsequent synthesis gas production by high-temperature reforming by its conversion with atmospheric oxygen, methane production from synthesis gas and followed by obtaining liquid hydrocarbons and water, distilling water from hydrocarbon residues.
Исходное сырье - углеводородный газ нестабильного состава, пройдя узел очистки от сернистых соединений, нагревается теплом дымовых газов узла теплоиспользующей аппаратуры и поступает после компримирования в каталитический реактор риформинга вместе с окислителем (кислородом воздуха), где происходит образование синтез-газа (соотношение Н2:СО=1,8-2,3:1) при температуре (800-2000)°С. Горячий конвертированный газ направляют последовательно в теплообменник и испаритель для охлаждения и рекуперации тепла, а образовавшуюся в ходе процесса воду отделяют в сепараторе. Далее синтез-газ направляется в каталитические реакторы синтеза метанола проточного типа, смонтированные последовательно. Рабочая температура в реакторах (220-280)°С, давление не менее 5 МПа, объемная скорость (2000-8000) ч-1. Образовавшийся продукт (метанол) собирают в приемники-сепараторы.The feedstock is an unstable hydrocarbon gas, having passed the sulfur removal unit, it is heated by the heat of the flue gases of the heat-using equipment unit and, after being compressed, is fed into the catalytic reforming reactor together with an oxidizing agent (atmospheric oxygen), where synthesis gas is generated (Н 2 : СО ratio = 1.8-2.3: 1) at a temperature of (800-2000) ° C. The hot converted gas is sent sequentially to the heat exchanger and evaporator for cooling and heat recovery, and the water formed during the process is separated in a separator. Next, the synthesis gas is sent to the flow-type methanol synthesis catalytic reactors mounted in series. The operating temperature in the reactors is (220-280) ° C, the pressure is at least 5 MPa, the space velocity (2000-8000) h -1 . The resulting product (methanol) is collected in a separator.
Далее метанол после нагрева в рекуперативном теплообменнике подают насосом в каскад реакторов синтеза жидких углеводородов при температуре (180-220)°С и давлении (0,7-1,0) МПа. Выходящая из реакторов синтеза реакционная смесь проходит через теплообменник и холодильник и разделяется в сепараторе. Рециркулируемые газовые потоки возвращаются обратно в реактор синтеза жидких углеводородов.Next, methanol, after heating in a recuperative heat exchanger, is pumped to the cascade of liquid hydrocarbon synthesis reactors at a temperature of (180-220) ° C and a pressure of (0.7-1.0) MPa. The reaction mixture leaving the synthesis reactors passes through a heat exchanger and a refrigerator and is separated in a separator. The recirculated gas streams are returned back to the liquid hydrocarbon synthesis reactor.
Жидкие углеводороды поступают в отпарную колонну стабилизации бензинов, работающую при давлении (1,2-1,4) МПа. Жидкая углеводородная фракция стекает в емкость для сбора товарного продукта.Liquid hydrocarbons enter the gasoline stabilization stripping column operating at a pressure of (1.2-1.4) MPa. The liquid hydrocarbon fraction flows into a tank to collect a marketable product.
Вода подается в узел отгонки остатков легких и тяжелых углеводородов, далее на очистку, затем в узел сбора воды и в накопительную емкость для воды.Water is supplied to the distillation unit of the residues of light and heavy hydrocarbons, then for treatment, then to the water collection unit and to the storage tank for water.
Установка для осуществления данного способа содержит блок подготовки исходных реагентов, включающий узел теплоиспользующей аппаратуры с камерой сгорания, узел очистки углеводородного газа от сернистых соединений, узел компримирования углеводородного газа, узел очистки и компримирования воздуха, блок получения синтез-газа, включающий реактор риформинга метана в синтез-газ, рекуперативные теплообменники, испаритель, сепараторы, факельное хозяйство, блок получения метанола, включающий реакторы синтеза метанола, смонтированные последовательно, блок получения жидких углеводородов, включающий рекуперативные теплообменники, каскад реакторов синтеза жидких углеводородов, холодильник, блок стабилизации жидких углеводородов, включающий рефлюксную емкость, холодильники, отпарную колонну, емкость для сбора товарного продукта, блок подготовки воды, включающий емкость для сбора реакционной воды, накопительную емкость для сбора питательной воды, при этом все блоки установки гидравлически и пневматически соединены между собой и с промежуточными емкостями, а выход образовавшихся газов при переработке метанола пневматически соединен с входом в реактор переработки метанола.The installation for implementing this method comprises a unit for preparing initial reagents, including a unit for heat-using equipment with a combustion chamber, a unit for cleaning hydrocarbon gas from sulfur compounds, a unit for compressing hydrocarbon gas, an unit for cleaning and compressing air, a unit for producing synthesis gas, including a methane synthesis reactor for synthesis -gas, recuperative heat exchangers, evaporator, separators, flare, methanol production unit, including methanol synthesis reactors, mounted after preferably, a unit for producing liquid hydrocarbons, including recuperative heat exchangers, a cascade of reactors for synthesizing liquid hydrocarbons, a refrigerator, a unit for stabilizing liquid hydrocarbons, including a reflux tank, refrigerators, a stripping column, a tank for collecting a marketable product, a unit for preparing water, including a tank for collecting reaction water, storage tank for collecting feed water, while all the installation units are hydraulically and pneumatically connected to each other and to intermediate tanks, and the output is formed gas during methanol processing is pneumatically connected to the inlet to the methanol processing reactor.
Установка снабжена системой автоматического управления, которая обеспечивает безаварийное автоматическое отключение при нарушении работоспособности отдельных элементов.The installation is equipped with an automatic control system that provides trouble-free automatic shutdown in case of violation of the operability of individual elements.
Этот известный способ и устройство (патент RU 2362760) для получения ароматических углеводородов, водорода, метанола, моторных топлив и воды из газа нестабильного состава газоконденсатных и нефтяных месторождений выбраны в качестве прототипов предлагаемых изобретений, как наиболее близкие к ним по назначению, технической сущности и достигаемому эффекту.This known method and device (patent RU 2362760) for producing aromatic hydrocarbons, hydrogen, methanol, motor fuels and water from gas of an unstable composition of gas condensate and oil fields are selected as prototypes of the proposed inventions, as closest to them in purpose, technical essence and achievable effect.
Основные недостатки способа и устройства, выбранных в качестве прототипов:The main disadvantages of the method and device selected as prototypes:
1) в данной установке дымовые газы блока теплоиспользующей аппаратуры, включающие большое количество водяного пара с температурой не менее 350°С, выбрасываются в атмосферу, что существенно изменяет тепловой баланс, наносит вред окружающей среде и удорожает установку в целом;1) in this installation, flue gases of a block of heat-using equipment, including a large amount of water vapor with a temperature of at least 350 ° C, are released into the atmosphere, which significantly changes the heat balance, harms the environment and makes the installation as a whole more expensive;
2) поддержание номинального давления в системе за счет применения механических компрессоров большой мощности в значительной степени удорожает установку и требует постоянных затрат на обслуживание и ремонт оборудования;2) maintaining the nominal pressure in the system through the use of mechanical compressors of high power significantly increases the cost of installation and requires fixed costs for maintenance and repair of equipment;
3) установка, реализующая способ получения ароматических углеводородов, водорода, метанола, моторных топлив и воды из газа нестабильного состава газоконденсатных и нефтяных месторождений, в силу своей многотоннажности имеет большой срок окупаемости.3) an installation that implements a method for producing aromatic hydrocarbons, hydrogen, methanol, motor fuels and water from gas of an unstable composition of gas condensate and oil fields, due to its large tonnage, has a long payback period.
Задачей заявленной группы изобретений является снижение затрат на организацию процесса переработки углеводородного газа, в том числе газа нестабильного состава, и создание рентабельной малотоннажной установки по производству жидких углеводородов, в том числе с целью максимального использования запасов газа на удаленных, малодебитных, низконапорных месторождениях, нерентабельных для промышленного применения традиционными способами, газов, сжигаемых на факелах.The objective of the claimed group of inventions is to reduce the cost of organizing the process of processing hydrocarbon gas, including gas of unstable composition, and the creation of a cost-effective small-tonnage plant for the production of liquid hydrocarbons, including with the aim of maximizing the use of gas reserves in remote, low-production, low-pressure fields, unprofitable for industrial applications by traditional methods, flared gases.
Достигаемый технический результат:Technical result achieved:
1) снижение себестоимости узлов и блоков установки, относящихся к процессу производства синтез-газа;1) reducing the cost of units and units of the installation related to the process of production of synthesis gas;
2) создание малотоннажной установки с производительностью не менее 2 тонн/сутки по жидким углеводородам (не менее 5 тонн/сутки по метанолу) при сроке ее окупаемости не более 3,5 лет;2) the creation of a small-tonnage installation with a capacity of at least 2 tons / day for liquid hydrocarbons (at least 5 tons / day for methanol) with a payback period of not more than 3.5 years;
3) создание замкнутой внутренней системы оборотного водоснабжения, позволяющей повторно использовать реакционные воды, прошедшие процесс очистки. При этом концепция оборотного водоснабжения установки полностью исключает сброс реакционной воды во внешнюю среду, что позволяет решить экологические и экономические задачи: снизить водопотребление установки в целом, сократить потери ценных компонентов, избежать платы за водоотведение и штрафов за превышение предельно допустимых концентраций.3) the creation of a closed internal circulating water supply system that allows reuse of reaction water that has undergone a purification process. At the same time, the concept of recycling water supply to the installation completely eliminates the discharge of reaction water into the external environment, which allows us to solve environmental and economic problems: to reduce the water consumption of the installation as a whole, to reduce the loss of valuable components, to avoid charges for wastewater and fines for exceeding the maximum permissible concentrations.
Для решения поставленной задачи и достижения технического результата заявляется группа изобретений, в которую входит способ получения жидких углеводородов из углеводородного газа и установка для его осуществления.To solve the problem and achieve a technical result, a group of inventions is claimed, which includes a method for producing liquid hydrocarbons from hydrocarbon gas and an installation for its implementation.
Заявляется способ получения жидких углеводородов из углеводородного газа, сопровождающийся одновременным получением воды, включающий его обессеривание, подогрев дымовыми газами узла теплоиспользующей аппаратуры, последующее получение синтез-газа высокотемпературным риформингом путем его конверсии кислородом воздуха, получение жидких углеводородов и воды, отгонку из воды остатков углеводородов, в котором согласно изобретению углеводородный газ и воздух перед высокотемпературным риформингом подвергают низкотемпературному предриформингу, причем поток реакционной газовой смеси после реактора предриформинга разделяют на два потока, один из которых вводят в линию подачи конвертированного газа предриформинга в реактор риформинга, а второй поток направляют перед подачей в реактор риформинга для удаления углекислого газа, затем объединяют газовые потоки, жидкие углеводороды получают из синтез-газа с использованием узкофракционной каталитической системы, при этом в реакторах предриформинга, риформинга и синтеза жидких углеводородов используют радиальную фильтрацию реакционных потоков, дополнительно воду получают из дымовых газов и из отходящих газов предриформинга, а технологические потери воды компенсируются водой из накопительной емкости, куда поступает вода, выделяемая из дымовых газов, из отходящих газов предриформинга, из процесса синтеза жидких углеводородов, возможно после риформинга.The inventive method for producing liquid hydrocarbons from hydrocarbon gas, accompanied by the simultaneous production of water, including its desulfurization, heating with flue gases a unit of heat-using equipment, the subsequent production of synthesis gas by high-temperature reforming by its conversion by atmospheric oxygen, production of liquid hydrocarbons and water, distillation of hydrocarbon residues from water, in which, according to the invention, the hydrocarbon gas and air are subjected to low temperature pre-reforming prior to high temperature reforming formation, and the stream of the reaction gas mixture after the pre-reforming reactor is divided into two streams, one of which is introduced into the feed line of the converted pre-reforming gas to the reforming reactor, and the second stream is sent before being fed to the reforming reactor to remove carbon dioxide, then the gas streams and liquid hydrocarbons are combined obtained from synthesis gas using a narrow-fraction catalytic system, while a radial filter is used in the pre-reforming, reforming and liquid hydrocarbon synthesis reactors iju reaction streams, further water is obtained from the flue gases from the waste pre-reforming gas and the process water losses are compensated by the water from the collecting tank that receives water released from the flue gases from the flue gas pre-reforming of liquid hydrocarbons synthesis process, optionally after reforming.
При конверсии возможно применение воздуха, обогащенного по кислороду.In conversion, oxygen enriched air may be used.
Заявляется также установка, используемая для осуществления способа получения жидких углеводородов и воды из углеводородного газа, содержащая блок подготовки исходных реагентов, включающий узел теплоиспользующей аппаратуры с камерой сгорания, узел очистки углеводородного газа от сернистых соединений, узел компримирования углеводородного газа, узел очистки и компримирования воздуха, блок получения синтез-газа, включающий реактор риформинга метана в синтез-газ, рекуперативные теплообменники, испаритель, сепараторы, факельное хозяйство, блок получения жидких углеводородов, включающий рекуперативные теплообменники, каскад реакторов синтеза жидких углеводородов, холодильник, блок стабилизации жидких углеводородов, включающий рефлюксную емкость, холодильники, отпарную колонну, емкость для сбора товарного продукта, блок подготовки воды, включающий емкость для сбора реакционной воды, накопительную емкость для сбора питательной воды, в которой согласно изобретению в блок получения синтез-газа дополнительно введен реактор предриформинга углеводородного газа и узел выделения углекислого газа из отходящих газов предриформинга, блок подготовки воды дополнительно содержит узел выделения реакционной воды из дымовых газов узла теплоиспользующей аппаратуры, а отпарная колонна узла отгонки остатков углеводородов из реакционной воды в блоке подготовки воды запитывается из накопительной емкости для сбора реакционной воды, узел компримирования углеводородного газа в блоке подготовки исходных реагентов выполнен в виде пароструйного компрессора, а каталитические системы реакторов предриформинга и риформинга в блоке получения синтез-газа и реактора синтеза в блоке получения жидких углеводородов выполнены в виде монолитных труб с реализацией радиальной фильтрации реакционных потоков, при этом все блоки установки гидравлически и пневматически соединены между собой и с промежуточными емкостями, а выход синтез-газа, образовавшегося при конверсии метана, пневматически соединен с входом в реакторы синтеза жидких углеводородов.A device is also disclosed that is used to implement a method for producing liquid hydrocarbons and water from hydrocarbon gas, comprising a unit for preparing initial reagents, including a unit for heat-using equipment with a combustion chamber, a unit for purifying hydrocarbon gas from sulfur compounds, a unit for compressing hydrocarbon gas, an unit for cleaning and compressing air, synthesis gas production unit, including methane reforming reactor into synthesis gas, recuperative heat exchangers, evaporator, separators, flare oh, a unit for producing liquid hydrocarbons, including recuperative heat exchangers, a cascade of reactors for the synthesis of liquid hydrocarbons, a refrigerator, a unit for stabilizing liquid hydrocarbons, including a reflux tank, refrigerators, a stripping column, a tank for collecting a marketable product, a water preparation unit including a tank for collecting reaction water, storage tank for collecting feed water, in which, according to the invention, a hydrocarbon gas pre-reforming reactor and an assembly carbon dioxide from pre-reforming waste gases, the water treatment unit further comprises a unit for extracting reaction water from the flue gases of the heat-using equipment unit, and a stripping column of the unit for distillation of hydrocarbon residues from the reaction water in the water preparation unit is fed from a storage tank for collecting reaction water, a hydrocarbon compression unit the gas in the preparation unit of the initial reagents is made in the form of a steam-jet compressor, and the catalytic systems of the pre-reforming and reforming reactors nga in the synthesis gas production unit and the synthesis reactor in the liquid hydrocarbon production unit are made in the form of monolithic pipes with the implementation of radial filtration of reaction flows, while all the installation units are hydraulically and pneumatically connected to each other and to intermediate tanks, and the output of the synthesis gas formed during methane conversion, it is pneumatically connected to the inlet of liquid hydrocarbon synthesis reactors.
Узел очистки и компримирования воздуха в блоке подготовки исходных реагентов может быть снабжен устройством обогащения по кислороду компримированного воздуха.The air purification and compression unit in the initial reagent preparation unit can be equipped with an oxygen enrichment device for compressed air.
Совокупность признаков заявляемых способа и установки позволяет:The set of features of the proposed method and installation allows you to:
1) применять входное сырье нестабильного состава за счет процесса низкотемпературного предриформинга углеводородов общего состава (C1-C5-). При этом первичный подогрев входного сырья в реактор предриформинга реализуется за счет рекуперации тепла последующих стадий;1) to apply the input raw materials of unstable composition due to the process of low-temperature pre-reforming of hydrocarbons of the general composition (C 1 -C 5- ). In this case, the primary heating of the feedstock to the pre-reforming reactor is realized due to heat recovery of the subsequent stages;
2) сократить габаритно-массовые характеристики оборудования для производства синтез-газа за счет применения в реакторе риформинга комбинированной автотермической конверсии смеси СН4+CO2+H2O+O2 с получением смеси СО+Н2 широкого состава (100% конверсия исходных углеводородов в синтез-газ) и, как следствие, отказа от рециркуляции реакционных потоков;2) reduce the overall mass characteristics of the equipment for the production of synthesis gas through the use of combined autothermal conversion of a mixture of CH 4 + CO 2 + H 2 O + O 2 in a reforming reactor to produce a wide composition of CO + H 2 mixture (100% conversion of the starting hydrocarbons into synthesis gas) and, as a result, rejection of the recycle of reaction flows;
3) сократить габаритно-массовые характеристики реакторов предриформинга, риформинга и синтеза жидких углеводородов в (15-20) раз за счет увеличения их удельной производительности применением схемы радиальной фильтрации реакционных потоков на блочных катализаторах трубчатого типа и уменьшением времени контакта исходных компонентов с каталитической системой (в реакторе риформинга время контакта не более 50 мс, в реакторе синтеза жидких углеводородов - не более 0,8 с);3) to reduce the overall mass characteristics of pre-reforming, reforming and liquid hydrocarbon synthesis reactors (15-20) times by increasing their specific productivity by applying a radial filtration scheme for reaction flows on tubular block catalysts and by reducing the contact time of the starting components with the catalytic system (in reforming reactor, contact time not more than 50 ms, in a liquid hydrocarbon synthesis reactor - not more than 0.8 s);
4) снизить затраты как при закупке основного оборудования, так и при его эксплуатации за счет применения пароструйного компрессора в линии подкачки сырьевого углеводородного газа в блоке подготовки исходных реагентов до номинальных давлений (пароструйные компрессоры не имеют подвижных частей и не являются дорогостоящим оборудованием по сравнению с подкачивающими компрессорами механического типа). Это обеспечивает снижение энергозатрат на 45% и более и, соответственно, снижение себестоимости единицы массы конечного продукта;4) reduce costs both in the procurement of basic equipment and in its operation due to the use of a steam jet compressor in the raw hydrocarbon gas pumping line in the unit for preparing initial reagents to nominal pressures (steam jet compressors do not have moving parts and are not expensive equipment compared to booster mechanical compressors). This ensures a reduction in energy consumption by 45% or more and, accordingly, a reduction in the cost per unit mass of the final product;
5) снизить потребление энергии высокого качества при переработке углеводородного газа в жидкие углеводороды за счет некоторого увеличения количества потребляемой энергии низкого качества путем дополнительного сжигания первичного сырья в горелках блока теплоиспользующей аппаратуры. Это увеличивает отношение общего объема сырья на единицу конечной продукции, но сохраняет высокую рентабельность процесса в связи с малой стоимостью исходного сырья;5) to reduce the consumption of high-quality energy in the processing of hydrocarbon gas into liquid hydrocarbons due to some increase in the amount of low-quality energy consumed by additional burning of primary raw materials in the burners of the heat-using equipment unit. This increases the ratio of the total volume of raw materials per unit of final product, but maintains a high profitability of the process due to the low cost of the feedstock;
6) сократить габаритно-массовые характеристики установки в целом и удешевить ее за счет применения системы внутренне пополняемого оборотного водоснабжения с полной регенерацией реакционной воды;6) reduce the overall mass characteristics of the installation as a whole and reduce its cost by using an internally replenished reverse water supply system with complete regeneration of reaction water;
7) снизить затраты на создание установки по производству жидких углеводородов за счет дополнительного получения реакционной воды из дымовых газов узла теплоиспользующей аппаратуры при сжигании сырьевого газа и продуктов сдувок; за счет использования воды из отходящих газов предриформинга, из процесса синтеза жидких углеводородов, возможно после риформинга.7) reduce the cost of creating a plant for the production of liquid hydrocarbons due to the additional production of reaction water from the flue gases of the heat-using equipment unit during the combustion of raw gas and blow products; due to the use of water from pre-reforming waste gases, from the process of synthesis of liquid hydrocarbons, possibly after reforming.
8) создать эффективную рентабельную установку для производства жидких углеводородов из углеводородного газа, в том числе газа нестабильного состава, рассчитанную на малую производительность, что позволит использовать установки этого типа на малодебитных, низконапорных месторождениях, нерентабельных для промышленного применения традиционными способами.8) to create an effective cost-effective installation for the production of liquid hydrocarbons from hydrocarbon gas, including gas of unstable composition, designed for low productivity, which will allow the use of plants of this type in low-yield, low-pressure fields, unprofitable for industrial applications by traditional methods.
Технологический процесс воплощен в блочно-модульном исполнении, позволяющем формировать технологические схемы в соответствии с возможностями различных месторождений, уменьшить время на пуско-наладку, обеспечить мобильность установки.The technological process is implemented in a block-modular design, which allows forming technological schemes in accordance with the capabilities of various fields, reducing commissioning time, and ensuring the mobility of the installation.
На фиг. 1 представлена блок-схема заявленной установки для переработки углеводородного газа с получением узкофракционных жидких углеводородов и воды.In FIG. 1 shows a block diagram of the claimed installation for the processing of hydrocarbon gas to produce narrow fraction liquid hydrocarbons and water.
На схеме показано, как реализуется система оборотного водоснабжения, позволяющая повторно использовать реакционную воду, прошедшую процесс очистки. При этом концепция оборотного водоснабжения установки полностью исключает сброс реакционной воды во внешнюю среду. Соединительные линии на схеме справа описывают поступление реакционной воды в блок подготовки воды (БПВ), соединительные линии слева описывают возможность повторного использования реакционной воды после очистки в технологическом цикле в соответствующих устройствах блока получения исходных реагентов (БПИР) и блока получения синтез-газа (БПСГ).The diagram shows how a recycled water system is implemented that allows reuse of reaction water that has undergone a purification process. Moreover, the concept of recycling water supply of the installation completely eliminates the discharge of reaction water into the external environment. The connecting lines in the diagram on the right describe the flow of reaction water to the water treatment unit (BPV), the connecting lines on the left describe the possibility of reusing reaction water after purification in the technological cycle in the corresponding devices of the source reagent unit (BPIR) and the synthesis gas production unit (BPGS) .
На фиг. 2 представлена технологическая схема заявленной установки для переработки углеводородного газа с получением узкофракционных жидких углеводородов и воды.In FIG. 2 presents a process diagram of the claimed installation for the processing of hydrocarbon gas to produce narrow fraction liquid hydrocarbons and water.
Установка содержит (фиг. 1 и фиг. 2) блок получения исходных реагентов (БПИР), блок получения синтез-газа (БПСГ), блок получения жидких углеводородов (БПЖУ), блок стабилизации жидких углеводородов (БСЖУ), блок подготовки воды (БПВ).The installation contains (Fig. 1 and Fig. 2) a block for producing initial reagents (BPIR), a block for producing synthesis gas (BPSG), a block for producing liquid hydrocarbons (BPZhU), a block for stabilizing liquid hydrocarbons (BSZhU), a block for preparing water (BPV) .
Блок подготовки исходных реагентов (БПИР) включает узел 1 теплоиспользующей аппаратуры с камерой сгорания, узел 2 очистки углеводородного газа от сернистых соединений, узел 3 компримирования углеводородного газа, узел 4 очистки и компримирования обогащенного по кислороду воздуха.The initial reagent preparation unit (BPIR) includes a
Блок получения синтез-газа (БПСГ) включает испаритель 5, теплообменник 6 рекуперативный, реактор 7 предриформинга углеводородного газа, холодильник 8, сепаратор 9 для отделения реакционной воды и твердых примесей из отходящих газов предриформинга, узел выделения углекислого газа из отходящих газов предриформинга, включающий абсорбер 10 и десорбер 11, факельное хозяйство 12, теплообменник 13 рекуперативный, реактор 14 риформинга метана в синтез-газ, холодильник 15, сепаратор 16 для очистки отходящих газов риформинга от твердых примесей и отделения воды.The synthesis gas production unit (BPSG) includes an
Блок получения жидких углеводородов (БПЖУ) включает теплообменник 17 рекуперативный, каскад реакторов 18 синтеза жидких углеводородов, холодильник 19 для конденсации жидких продуктов.The unit for producing liquid hydrocarbons (BPZhU) includes a
Блок стабилизации жидких углеводородов (БСЖУ) включает холодильник 20 для охлаждения смеси сконденсировавшихся продуктов и воды, рефлюксную емкость 21, разделительную емкость 22, отпарную колонну 23 для стабилизации жидких продуктов, холодильник 24, емкость 25 для сбора товарного продукта.The liquid hydrocarbon stabilization unit (BSU) includes a
Блок подготовки воды (БПВ) включает накопительную емкость 26 для сбора реакционной воды, отпарные колонны 27, 28 узла отгонки остатков углеводородов, накопительную емкость 29 для сбора питательной воды, узел выделения реакционной воды и углекислого газа из дымовых газов узла 1 теплоиспользующей аппаратуры, включающий холодильник 30, сепаратор 31, абсорбер 32, десорбер 33.The water preparation unit (BPV) includes a
Ниже приведено описание заявляемого способа и представлено описание работы установки для получения жидких углеводородов из углеводородного газа.Below is a description of the proposed method and a description of the operation of the installation for producing liquid hydrocarbons from hydrocarbon gas.
Установка для переработки углеводородного газа с получением жидких углеводородов и воды содержит блок подготовки исходных реагентов (БПИР), включающий в себя узел 1 теплоиспользующей аппаратуры, где углеводородный газ подогревается теплом дымовых газов и поступает в реактор узла 2 очистки углеводородного газа от сернистых соединений.The installation for processing hydrocarbon gas to produce liquid hydrocarbons and water contains a source reagent preparation unit (BPIR), which includes a
Обессеренный газ подается на пароструйный компрессор узла 3 компримирования углеводородного газа с целью поддержания его номинального давления в системе. Кроме пароструйного компрессора узел 3 компримирования углеводородного газа содержит теплообменник и газожидкостный сепаратор (на рисунке не показано), где происходит охлаждение и разделение потока на газовую и жидкую фракцию, при этом реакционная вода (водяной конденсат) поступает в емкость 26 для сбора реакционной воды блока подготовки воды (БПВ). Далее обессеренный компримированный газ нагревается теплом дымовых газов узла 1 теплоиспользующей аппаратуры (не показано), насыщается парами воды из испарителя 5, проходит через рекуперативный теплообменник 6, где дополнительно подогревается теплом последующих стадий и направляется в реактор предриформинга 7 углеводородного газа блока получения синтез-газа (БПСГ) после смешения с воздухом или обогащенным по кислороду воздухом из узла 4 очистки и компримирования воздуха, также подогретым теплом дымовых газов.The desulfurized gas is supplied to the steam jet compressor of the hydrocarbon gas compression unit 3 in order to maintain its nominal pressure in the system. In addition to the steam jet compressor, the hydrocarbon gas compression unit 3 contains a heat exchanger and a gas-liquid separator (not shown in the figure), where the flow is cooled and separated into a gas and liquid fraction, while the reaction water (water condensate) enters the
В реакторе предриформинга 7 протекает каталитическая конверсия углеводородного газа в метан, где также образуются СО2, Н2О, Н2. Далее стабилизированный поток реакционной газовой смеси, пройдя через теплообменник 6, испаритель 5 и холодильник 8 для охлаждения и рекуперации тепла разделяется на два потока, один из которых (примерно 20%) напрямую вводится в линию подачи конвертированного газа предриформинга в реактор 14 риформинга, а второй поток (примерно 80%) направляется в сепаратор 9 для разделения многофазного потока процесса предриформинга. В сепараторе 9 происходит охлаждение конвертированного газа предриформинга, отделение реакционной воды и твердых примесей. Перед подачей в реактор 14 риформинга метана в синтез-газ из этой части отходящих газов предриформинга дополнительно удаляют углекислый газ в аппаратах абсорбции 10 и десорбции 11. Перед подачей в реактор 14 риформинга происходит объединение газовых потоков перед рекуперативным теплообменником 13.In the pre-reforming reactor 7, a catalytic conversion of hydrocarbon gas to methane takes place, where CO 2 , H 2 O, H 2 are also formed. Next, the stabilized stream of the reaction gas mixture, passing through the
В реакторе 14 риформинга отходящие газы предриформинга и окислитель (воздух), подогретый дымовыми газами, разогревающими узел 1 теплоиспользующей аппаратуры, подвергают высокотемпературному риформингу, где кроме синтез-газа дополнительно образуется (С2-С4)-фракция и возможно образование небольшого количества воды.In the reforming
Далее горячий конвертированный газ (синтез-газ) направляется последовательно в теплообменник 13 для охлаждения и рекуперации тепла. Затем, после дополнительного охлаждения в холодильнике 15, происходит очистка газа от твердых примесей, охлаждение и, в случае образования воды в процессе риформинга, отделение воды в сепараторе 16. При этом реакционная вода (водяной конденсат) подается в накопительную емкость 26 для сбора реакционной воды блока подготовки воды (БПВ).Next, the hot converted gas (synthesis gas) is sent sequentially to the
Из сепаратора 16 конвертированный газ проходит через рекуперативный теплообменник 17 и подается на стадию синтеза жидких углеводородов в каскад реакторов синтеза 18 блока получения жидких углеводородов (БПЖУ). Каталитические системы реакторов предриформинга 7, риформинга 14 и синтеза 18 выполнены в виде компактных монолитных металлокерамических цилиндрических труб с реализацией радиальной фильтрации реакционных потоков, т.е. в реакторах предриформинга 7 и риформинга 14 реализуется подача реакционного газового потока по центральной оси трубчатой каталитической системы с фильтрацией газового потока в радиальном направлении через стенки каталитической системы к ее наружной поверхности, а в реакторе синтеза 18 реакционный газовый поток подается на наружную боковую поверхность трубчатой каталитической системы в радиальном направлении через слой катализатора к центральной оси трубчатой каталитической системы. Применение схемы радиальной фильтрации реакционных потоков увеличивает удельную производительность реакторов и уменьшает время контакта исходных компонентов с каталитической системой, что обеспечивает оптимальные условия проведения процесса.The converted gas from the
Выходящая из реакторов синтеза 18 реакционная смесь, состоящая из углеводородов, воды и остаточного газа, проходит через теплообменник 17 для рекуперации тепла и холодильник 19, где происходит конденсация жидких продуктов, в холодильнике 20 смесь сконденсировавшихся жидких продуктов охлаждается до требуемой температуры.The reaction mixture exiting the synthesis reactors 18, consisting of hydrocarbons, water, and residual gas, passes through a
Охлажденная смесь сконденсировавшихся продуктов реакции (жидкие углеводороды и вода) и остаточного газа из холодильника 20 подается последовательно в рефлюксную емкость 21 и разделительную емкость 22, где происходит разделение жидкой и газообразной фаз. Жидкие продукты поступают в отпарную колонну 23 для стабилизации, вода - в накопительную емкость для сбора реакционной воды 26, а газообразную фазу (продувочные газы) направляют на горелку в узел 1 теплоиспользующей аппаратуры. Благодаря сжиганию продувочных газов обеспечивается непрерывное выведение из технологического цикла инертных газов (азота).A cooled mixture of condensed reaction products (liquid hydrocarbons and water) and residual gas from the
Из отпарной колонны 23 жидкие продукты через холодильник 24 стекают в емкость для сбора товарного продукта 25, а газообразная пропан-бутановая фракция направляется на горелку в узел 1 теплоиспользующей аппаратуры.From the stripping
Реакционная вода из накопительной емкости 26 поступает в отпарную колонну 27 и отпарную колонну 28 для последовательной отгонки остатков легких и тяжелых углеводородов. Очищенная вода подается в накопительную емкость 29 для сбора питательной воды для повторного использования в технологическом цикле (в пароструйном компрессоре узла 3 компримирования углеводородного газа и в испарителе 5).The reaction water from the
Реакционную воду выделяют из дымовых газов узла 1 теплоиспользующей аппаратуры, из процесса предриформинга, из процесса синтеза жидких углеводородов, при этом технологические потери воды компенсируются водой из накопительной емкости, куда поступает вода, выделяемая из дымовых газов, из отходящих газов предриформинга, из процесса синтеза жидких углеводородов, возможно после риформинга.The reaction water is extracted from the flue gases of the
Возможность осуществления изобретения иллюстрируется примерами его конкретного исполнения.The possibility of carrying out the invention is illustrated by examples of its specific implementation.
Пример 1.Example 1
Предлагаемый способ получения жидких углеводородов из углеводородного газа, сопровождающийся одновременным получением воды, реализуется следующим образом.The proposed method for producing liquid hydrocarbons from hydrocarbon gas, accompanied by the simultaneous production of water, is implemented as follows.
Исходное газообразное сырье - углеводородный газ - подается в змеевиковый подогреватель, расположенный в узле 1 теплоиспользующей аппаратуры, где нагревается теплом дымовых газов до температуры (350-400)°С и поступает в реактор узла 2 очистки углеводородного газа от сернистых соединений. Содержание серы в очищенном газе не более 0,5 мг/нм3. Обессеренный газ поступает на пароструйный компрессор узла 3 компримирования углеводородного газа, с помощью которого поддерживается его номинальное давление в системе (1,0-1,3) МПа. Водяной конденсат из газожидкостного сепаратора (на рисунке не показан) узла 3 компримирования углеводородного газа подается в накопительную емкость 26 для сбора реакционной воды.The initial gaseous feedstock - hydrocarbon gas - is fed into the coil heater located in the
После компримирования обессеренный газ нагревается теплом дымовых газов узла 1 теплоиспользующей аппаратуры до (200-220)°С, затем насыщается парами воды в испарителе 5 и подогревается в теплообменнике 6 до 300°С за счет рекуперации тепла последующих стадий и подается в реактор предриформига 7 после смешения с воздухом (либо обогащенным по кислороду воздухом), который подается из узла 4 очистки и компримирования воздуха, также подогретым теплом дымовых газов до температуры 300°С.After compression, the desulfurized gas is heated by the heat of the flue gases of the
За счет применения процесса низкотемпературного (280-300)°С предриформинга углеводородного газа обеспечивается возможность использования исходного сырья нестабильного состава. Технологической схемой предусматривается автоматическое регулирование соотношения расходов сырьевого газа и воздуха (окислителя), поступающих в реактор предриформинга 7. Соотношение СН4:О2:N2=1:0,5:(0,5-3,75).Due to the application of the low-temperature (280-300) ° С process of hydrocarbon gas pre-reforming, the possibility of using raw materials of an unstable composition is ensured. The technological scheme provides for automatic regulation of the ratio of the flow rates of raw gas and air (oxidizing agent) entering the preforming reactor 7. The ratio of CH 4 : O 2 : N 2 = 1: 0.5: (0.5-3.75).
В реакторе предриформинга 7 при температуре около 300°С протекает каталитическая конверсия сырьевого газа в метан, где также образуются CO2, Н2О, Н2. Наличие в газовом потоке избыточного количества углекислого газа является нежелательным, поэтому на следующей стадии ведения процесса проводят выделение части углекислого газа из отходящих газов предриформинга в абсорбере 10 и десорбере 11, при этом в холодильнике 8 и в сепараторе 9 происходит охлаждение газового потока. Водяной конденсат из сепаратора 9 подается в емкость 26 для сбора реакционной воды.In the pre-reforming reactor 7 at a temperature of about 300 ° C., the catalytic conversion of the feed gas to methane takes place, where CO 2 , H 2 O, H 2 are also formed. The presence of an excess amount of carbon dioxide in the gas stream is undesirable, therefore, at the next stage of the process, a part of the carbon dioxide is extracted from the preforming waste gases in the
В реакторе 14 отходящие газы предриформинга и воздух (окислитель) подвергают высокотемпературному (650-780)°С риформингу, причем воздух подогревают дымовыми газами, разогревающими узел 1 теплоиспользующей аппаратуры до температуры 420°С. Регулируя соотношение СН4:O2 можно управлять составом синтез-газа.In the
В реакторе 14 риформинга кроме синтез-газа (соотношение Н2:СО=2:1) дополнительно образуется (С2-С4)-фракция и возможно образование небольшого количества воды. В случае образования воды выше допустимых значений предусмотрен сепаратор 16 для разделения многофазных потоков процесса риформинга.In addition to synthesis gas (H 2 : CO = 2: 1 ratio) in the reforming
В сепараторе 16 происходит очистка газа от твердых примесей, охлаждение до температуры 40°С и выделение незначительного количества влаги, при этом водяной конденсат подается в емкость 26 для сбора реакционной воды для дальнейшей очистки и возврата в технологический цикл. Из сепаратора 16 конвертированный газ с давлением 1 МПа проходит рекуперативный теплообменник 17, где нагревается до 190°С и подается в каскад изотермических реакторов 18 с радиальной фильтрацией реакционных потоков.In the
Каталитические системы реакторов предриформинга 7, риформинга 14 и синтеза 18 представлены в виде блочных катализаторов, полученных СВС-методом. Их отличает селективность, высокая механическая прочность, возможность работы в широком диапазоне температур и высокая каталитическая активность, которая достигается за счет содержания наночастиц оксидов редкоземельных металлов. Катализатор активируется один раз на весь срок службы.The catalytic systems of pre-reforming reactors 7, reforming 14 and synthesis 18 are presented as block catalysts obtained by the SHS method. They are distinguished by selectivity, high mechanical strength, the ability to work in a wide temperature range and high catalytic activity, which is achieved due to the content of nanoparticles of rare earth metal oxides. The catalyst is activated once for the entire service life.
В каскаде реакторов 18 синтеза жидких углеводородов с использованием узкофракционной каталитической системы при температуре (200-250)°С, давлении (0,9-1,10) МПа и времени контакта синтез-газа с каталитическим слоем не более 0,8 с протекают реакции с выделением тепла, в результате которых из прореагировавшей части синтез-газа образуются углеводороды и побочный продукт - реакционная вода. Используемая в каскаде реакторов 18 синтеза жидких углеводородов каталитическая система является узкофракционной, так как в результате будут преимущественно синтезированы углеводороды длиной цепи до С12, а распределение фракций углеводородов на катализаторе типа FeCoZr(IV)/SiO2 будет следующим: (С5-С6) - 4,5% масс., (C7-C8) - 7,5% масс., (С9-С10) - 17% масс., (С11-С12) - 19% масс. При этом получается высокий выход по конечному (С5-С10)-продукту, вместо суммарных фракций сжиженных углеводородов, требующих дальнейшей переработки. Высокая активность данной каталитической системы обеспечивает высокую конверсию синтез-газа в жидкие углеводороды за один проход реакционной газовой смеси без организации рецикла.In the cascade of reactors 18 for the synthesis of liquid hydrocarbons using a narrow fraction catalyst system at a temperature of (200-250) ° C, a pressure of (0.9-1.10) MPa and a contact time of the synthesis gas with the catalytic layer of not more than 0.8 s, reactions occur with the release of heat, as a result of which hydrocarbons are formed from the reacted part of the synthesis gas and reaction water is a by-product. The catalytic system used in the cascade of reactors 18 for the synthesis of liquid hydrocarbons is narrow-fractional, since as a result hydrocarbons with a chain length of up to C 12 will be predominantly synthesized, and the distribution of hydrocarbon fractions on a FeCoZr (IV) / SiO 2 catalyst will be as follows: (C 5 -C 6 ) - 4.5% of the mass., (C 7 -C 8 ) - 7.5% of the mass., (C 9 -C 10 ) - 17% of the mass., (C 11 -C 12 ) - 19% of the mass. In this case, a high yield is obtained for the final (C 5 -C 10 ) product, instead of the total fractions of liquefied hydrocarbons requiring further processing. The high activity of this catalytic system ensures a high conversion of synthesis gas to liquid hydrocarbons in one pass of the reaction gas mixture without organizing a recycle.
Выходящая из реакторов 18 синтеза реакционная смесь, состоящая из углеводородов, воды и остаточного газа, проходя через теплообменник 17, отдает тепло синтез-газу, входящему в каскад реакторов 18 синтеза, подается в холодильник 19 и в холодильник 20, где происходит охлаждение реакционной смеси до 40°С и неполная конденсация в жидкие углеводороды. Охлажденная смесь сконденсировавшихся продуктов реакции (жидкие углеводороды и вода) и остаточного газа с температурой 40°С и давлением до 1 МПа подается в рефлюксную емкость 21 и разделительную емкость 22, где происходит разделение жидкой и газообразной фаз.Coming out of the synthesis reactors 18, the reaction mixture, consisting of hydrocarbons, water and residual gas, passing through the
Газообразная фаза направляется на горелку узла 1 теплоиспользующей аппаратуры, а жидкие углеводороды поступают в отпарную колонну 23 для стабилизации, где при температуре до 70°С происходит выделение и конденсация жидких продуктов состава С5-С10, а газообразная пропан-бутановая фракция C1-С5 направляется на горелку в узел 1 теплоиспользующей аппаратуры.The gaseous phase is directed to the burner of the
Вода отводится в накопительную емкость 26 для сбора реакционной воды, затем поступает в отпарные колонны 27 и 28 для последовательной отгонки остатков легких и тяжелых углеводородов. Для разогрева куба отпарной колонны 27 используется тепло отходящих газов предриформинга, для разогрева куба отпарной колонны 28 используется тепло отходящих газов риформинга (на рисунке не показано).Water is discharged into the
Очищенная вода подается в накопительную емкость 29 для сбора питательной воды для повторного использования в технологическом цикле. Возможные потери воды компенсируются водой из накопительной емкости 26 для сбора реакционной воды, куда поступает вода, выделяемая из дымовых газов узла 1 теплоиспользующей аппаратуры за счет дополнительного сжигания сырьевого углеводородного газа, из отходящих газов предриформинга, из процесса синтеза жидких углеводородов, возможно после риформинга.The purified water is fed into the
Пример 2.Example 2
Пример функционирования опытно-промышленной установки с производительностью более 2 тонн жидких углеводородов в сутки с использованием входного сырья известного состава типа попутного нефтяного газа (ПНГ).An example of the operation of a pilot plant with a capacity of more than 2 tons of liquid hydrocarbons per day using input materials of known composition such as associated petroleum gas (APG).
На змеевиковый подогреватель узла 1 теплоиспользующей аппаратуры подается исходное сырье - углеводородный газ (ПНГ) при н.у. состава, % масс.On the coil heater of the
Для запуска реактора предриформинга 7 и риформинга 14 необходимо подводить определенное количество воздуха (или обогащенного по кислороду воздуха), что позволит вывести температуру в зоне реакции на необходимое значение: в реакторе предриформинга до 300°С, в реакторе риформинга до 650°С. После достижения определенных температур прекращается увеличенная подача воздуха, и система начинает работать в автотермическом режиме неполного окисления.To start pre-reforming reactor 7 and reforming 14, it is necessary to supply a certain amount of air (or oxygen-enriched air), which will bring the temperature in the reaction zone to the required value: in the pre-reforming reactor up to 300 ° C, in the reforming reactor up to 650 ° C. After reaching certain temperatures, the increased air supply stops, and the system begins to work in the autothermal mode of incomplete oxidation.
Ниже представлены данные по эффективности заявленной группы изобретений.Below are data on the effectiveness of the claimed group of inventions.
Потребление сырьевого углеводородного газа для процесса - 260 кг/ч.The consumption of raw hydrocarbon gas for the process is 260 kg / h.
Потребление сырьевого углеводородного газа в горелке - 63 кг/ч.The consumption of feed hydrocarbon gas in the burner is 63 kg / h.
Потребление воздуха - 922 кг/ч.Air consumption - 922 kg / h.
Объем реакционной воды - 332 кг/ч.The volume of reaction water is 332 kg / h.
Производительность установки по (С5-С10)-продуктам - 100 кг/ч.Productivity of the unit for (C 5 -C 10 ) products is 100 kg / h.
Конверсия первичного сырья в синтез-газ составляет (95-98)%, селективность по целевым продуктам (суммарным фракциям сжиженных углеводородов) до 20%, при этом доля азота в продуктах синтеза до 65%, конверсия синтез-газа в жидкие углеводороды от 85 до 100%. Выход по конечному (С5-С10)-продукту из суммарных фракций сжиженных углеводородов составляет 45%.The conversion of primary raw materials to synthesis gas is (95-98)%, the selectivity for the target products (total fractions of liquefied hydrocarbons) is up to 20%, while the proportion of nitrogen in the synthesis products is up to 65%, the conversion of synthesis gas to liquid hydrocarbons is from 85 to one hundred%. The yield of the final (C 5 -C 10 ) product from the total fractions of liquefied hydrocarbons is 45%.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013151536/04A RU2539656C1 (en) | 2013-11-19 | 2013-11-19 | Method for producing liquid hydrocarbons of hydrocarbon gas and plant for implementing it |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013151536/04A RU2539656C1 (en) | 2013-11-19 | 2013-11-19 | Method for producing liquid hydrocarbons of hydrocarbon gas and plant for implementing it |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2539656C1 true RU2539656C1 (en) | 2015-01-20 |
Family
ID=53288611
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013151536/04A RU2539656C1 (en) | 2013-11-19 | 2013-11-19 | Method for producing liquid hydrocarbons of hydrocarbon gas and plant for implementing it |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2539656C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2630308C1 (en) * | 2016-06-02 | 2017-09-07 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Method and installation for producing high-octane synthetic gasoline fraction from hydrocarbon-containing gas |
| RU2630307C1 (en) * | 2016-06-02 | 2017-09-07 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Method and plant for producing high-octane synthetic gasoline fraction from natural or associated gases |
| RU2789197C1 (en) * | 2021-11-02 | 2023-01-31 | Общество с ограниченной ответственностью "ОЙЛТИМ Инжиниринг" | Mobile oil preparation installation in early production technology |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2247701C2 (en) * | 1999-12-09 | 2005-03-10 | Статоил Аса И Энд К Ир Пат | Method for natural gas conversion to high hydrocarbons |
| RU2362760C1 (en) * | 2008-02-12 | 2009-07-27 | Евгений Александрович Федоров | Method for preparation of aromatic hydrocarbons, hydrogen, methanol, motor oils and water from unstable gas condensate obtained from gas and oil fields and device thereof |
| RU2387629C1 (en) * | 2008-12-11 | 2010-04-27 | Дмитрий Львович Астановский | Method for obtaining synthetic hydrocarbons from hydrocarbon gases |
| RU2444557C1 (en) * | 2010-09-30 | 2012-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "СинТоп" | Method for obtaining synthetic liquid fuels from hydrocarbon gases as per fischer-tropsch method, and catalysts used for its implementation |
-
2013
- 2013-11-19 RU RU2013151536/04A patent/RU2539656C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2247701C2 (en) * | 1999-12-09 | 2005-03-10 | Статоил Аса И Энд К Ир Пат | Method for natural gas conversion to high hydrocarbons |
| RU2362760C1 (en) * | 2008-02-12 | 2009-07-27 | Евгений Александрович Федоров | Method for preparation of aromatic hydrocarbons, hydrogen, methanol, motor oils and water from unstable gas condensate obtained from gas and oil fields and device thereof |
| RU2387629C1 (en) * | 2008-12-11 | 2010-04-27 | Дмитрий Львович Астановский | Method for obtaining synthetic hydrocarbons from hydrocarbon gases |
| RU2444557C1 (en) * | 2010-09-30 | 2012-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "СинТоп" | Method for obtaining synthetic liquid fuels from hydrocarbon gases as per fischer-tropsch method, and catalysts used for its implementation |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2630308C1 (en) * | 2016-06-02 | 2017-09-07 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Method and installation for producing high-octane synthetic gasoline fraction from hydrocarbon-containing gas |
| RU2630307C1 (en) * | 2016-06-02 | 2017-09-07 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Method and plant for producing high-octane synthetic gasoline fraction from natural or associated gases |
| RU2789197C1 (en) * | 2021-11-02 | 2023-01-31 | Общество с ограниченной ответственностью "ОЙЛТИМ Инжиниринг" | Mobile oil preparation installation in early production technology |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU729993B2 (en) | Method of manufacturing methanol | |
| US8293186B2 (en) | Method and apparatus for producing methanol | |
| EA034987B1 (en) | Process for producing methanol | |
| US6258860B1 (en) | Process for the production of methanol | |
| EA034913B1 (en) | Process for producing methanol | |
| EA005783B1 (en) | Process for the production of hydrocarbons | |
| US10287224B2 (en) | Method and apparatus for producing methanol with hydrocarbon recycling | |
| AU2019269094B2 (en) | Process for synthesising methanol | |
| JP6652694B2 (en) | Plasma arc furnace and applications | |
| RU2011101927A (en) | DEVICE AND METHODS FOR HYDROGEN AND CARBON MONOXIDE TREATMENT | |
| RU2162460C1 (en) | Method of methanol production and plant for production of methanol | |
| GB2568128A (en) | Methanol synthesis process | |
| RU2539656C1 (en) | Method for producing liquid hydrocarbons of hydrocarbon gas and plant for implementing it | |
| RU2252209C1 (en) | Method for methanol production (variants) | |
| RU2630308C1 (en) | Method and installation for producing high-octane synthetic gasoline fraction from hydrocarbon-containing gas | |
| WO2008079046A1 (en) | Methanol production method | |
| RU2254322C1 (en) | Method for preparing methanol from gas in gaseous and gas-condensate deposit | |
| RU2387629C1 (en) | Method for obtaining synthetic hydrocarbons from hydrocarbon gases | |
| JP2001097906A (en) | Method for producing methanol | |
| JP2008201754A (en) | Methanol synthesis equipment | |
| RU123347U1 (en) | INSTALLATION FOR JOINT PRODUCTION OF SYNTHETIC LIQUID HYDROCARBONS AND METHANOL INTEGRATED IN OBJECTS OF FIELD PREPARATION OF OIL AND GAS-CONDENSATE DEPOSITS | |
| RU2792583C1 (en) | Method and unit for methanol synthesis | |
| RU2630307C1 (en) | Method and plant for producing high-octane synthetic gasoline fraction from natural or associated gases | |
| WO2011021955A1 (en) | Plant for the homogeneous oxidation of methane-containing gas and process for the oxidation of methane-containing gas | |
| RU2505475C1 (en) | Method for coproduction of synthetic liquid hydrocarbons and methanol and plant for its implementation integrated into production train facilities of oil and gas condensate deposits |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191120 |