Способ переработки попутных и природных газов

Изобретение относится к способу переработки природных и попутных нефтяных углеводородных газов с повышенным содержанием тяжелых гомологов метана в топливный газ путем смешивания углеводородного газа с кислородом или кислородсодержащим газом в мольном соотношении углерод тяжелых компонентов : кислород 10÷1:1 и проведения прямого парциального окисления тяжелых компонентов при температуре 350-420°С и давлении 10-40 бар с получением паро-газовой смеси, содержащей углеводородные газы, СО, оксигенаты и Н2О, которую затем смешивают с кислородом или кислородсодержащим газом до содержания кислорода 2-5% об. и дополнительно окисляют в присутствии катализаторов окисления при температуре ниже 350°С. Изобретение обеспечивает создание более простого и доступного в промысловых условиях способа переработки попутных нефтяных и природных газов с повышенным содержанием гомологов метана с получением топливного газа с высокими топливными характеристиками и увеличение его выхода. 2 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к процессам переработки попутных нефтяных и природных газов с повышенным содержанием гомологов метана в химические продукты. Эти газы являются ценным углеводородным сырьем, однако во многих случаях не находят практического применения и зачастую сжигаются на факелах. Попутный нефтяной газ сложно транспортировать и трудно использовать без дополнительной переработки или очистки от содержащихся в нем тяжелых компонентов - C3+ гомологов метана.

Важным источником потребления углеводородных газов, особенно в промысловых условиях, является их использование в качестве топлива для электрогенерирующих устройств. Однако современные энергогенерирующие машины, особенно газопоршневые двигатели (ГПД), рассчитаны на работу на «сухом» углеводородном газе, а в случае использования «жирных» или попутных нефтяных газов требуют их специальной подготовки. Компонентный состав природных газов сильно зависит не только от района добычи и его климатических условий, но и сезона добычи газа, способов его подготовки и транспортировки и других условий, и при этом постоянно изменяется по мере выработки месторождения. Так как топливные характеристики газа сильно зависят от состава входящих в него компонентов, все эти обстоятельства сказываются на качестве газового топлива. Производителями ГПД для обеспечения работы оборудования в нормальном режиме и достижения заявленных характеристик задаются определенные требования к качеству топливного газа. Хотя эти требования могут несколько различаться в зависимости от типа и конструкции двигателя, наиболее типичными являются следующие:

- содержание метана - более 70% об.,

- низшая теплотворная способность (Qн) - 30-40 МДж/м3,

- плотность - 0,7-1,2 кг/м3.

Важнейшей характеристикой газового топлива является метановый индекс (MN), характеризующий его антидетонационные свойства. Низкие значения метанового числа газового топлива приводят к существенному снижению номинальной мощности газопоршневого двигателя (дерейтингу) и сокращению срока службы за счет повышенного износа оборудования. Например, для нормальной работы двигателей компании Cummins Westport требуется газовое топливо с метановым индексом более 65, а для некоторых типов - и более 75. Только при выполнении этих требований производитель гарантирует достижение номинальных значений мощности и КПД и длительный срок службы устройства. В то же время сырые природные газы обычно имеют метановый индекс ниже 52 и низшую теплотворную способность более 40 МДж/м3. Так как проблема энергообеспечения особенно остро стоит для удаленных и труднодоступных районов, то эффективная автономная генерация электроэнергии в таких регионах с использованием местных топливных ресурсов является одной из важнейших задач.

Известны способы подготовки «жирных» природных и попутных газов для использования в энергетических установках путем извлечения тяжелых С3+ углеводородов с использованием методов глубокого охлаждения [Патент РФ №2340841, опубл. 10.12.2008] или мембранного разделения [Scholes С.A. et al. Membrane gas separation applications in natural gas processing / Fuel, 2012, V. 96, pages 15-28].

Недостатками этих способов являются высокие капитальные затраты и большой дополнительный расход энергии на компримирование газа и его глубокое охлаждение. Сооружение и эксплуатация таких капиталоемких и энергозатратных установок в удаленных местах добычи углеводородного сырья экономически не целесообразно.

Из уровня техники известен способ подготовки попутных нефтяных и сырых природных газов для использования в поршневых двигателях внутреннего сгорания [патент РФ №2385897, опубл. 10.04.2010], который состоит в том, что подготавливаемый газ в смеси с кислородсодержащим газом, например с воздухом, подвергают термообработке при температуре 450-1100°C в течение 0,01-50 сек при содержании свободного кислорода в смеси 0,5-5%. При указанных условиях практически не наблюдается конверсия более легких углеводородов C1-C4, в то время как конверсия углеводородов C5+, имеющих низкие метановые числа, превышает 95%. Основными продуктами превращения C5+ углеводородов при такой термообработке смесей углеводородных газов являются (в порядке убывания выхода) этилен, метан, этан и монооксид углерода.

Недостатком способа является низкая конверсия C2-C4 компонентов попутного нефтяного газа, имеющих невысокие метановые числа по сравнению с чистым метаном, а также образование олефинов, содержание которых в топливном газе хотя и не регламентировано, но нежелательно.

Ближайшим аналогом настоящего изобретения (прототипом) является способ переработки природных и попутных нефтяных газов с повышенным содержанием тяжелых гомологов метана путем прямого парциального окисления углеводородного газа и последующего карбонилирования получаемых продуктов, при котором углеводородный газ смешивают с кислородом или кислородсодержащим газом в мольном соотношении углерод тяжелых компонентов : кислород 10÷1:1 и проводят селективное окисление тяжелых компонентов при температуре 350-420°C и давлении 10-40 бар, а полученные продукты подвергают обработке в присутствии катализаторов карбонилирования с получением жидких продуктов из ряда карбоновых кислот и их эфиров и обогащенного метаном очищенного от тяжелых компонентов сухого топливного газа [патент РФ №2538970, опубл. 10.01.2015].

Недостатками предложенного способа являются сложность реализации в промысловых условиях стадии карбонилирования, для проведения которой необходимы сложные комплексные катализаторы на основе металлов платиной группы, синтезируемые in situ, и получение продуктов карбонилирования, требующих реализации вне промысловых условий, а также снижение выхода топливного газа из-за дополнительного его расхода на получение продуктов карбонилирования.

Технический результат настоящего изобретения заключается в создании более простого и доступного в промысловых условиях способа переработки попутных нефтяных и природных газов с повышенным содержанием гомологов метана с получением топливного газа с высокими топливными характеристиками и увеличении его выхода.

Указанный технический результат достигается способом переработки природных и попутных нефтяных углеводородных газов с повышенным содержанием тяжелых гомологов метана в топливный газ путем смешивания углеводородного газа с кислородом или кислородсодержащим газом в мольном соотношении углерод тяжелых компонентов : кислород 10÷1:1 и проведения прямого парциального окисления тяжелых компонентов при температуре 350-420°C и давлении 10-40 бар с получением паро-газовой смеси, содержащей углеводородные газы, CO, оксигенаты и H2O, которую затем смешивают с кислородом или кислородсодержащим газом до содержания кислорода 2-5% и дополнительно окисляют в присутствии катализаторов окисления при температуре ниже 350°C.

В качестве катализаторов могут использоваться, например, нанесенные на оксиды алюминия оксиды меди, хрома, железа, магния, и платина.

Благодаря такому способу осуществления процесса увеличивается выход топливного газа, обеспечивается утилизация получаемых на первой стадии окисления оксигенатов (особенно формальдегида, муравьиной кислоты и ее эфиров), получаемый топливный газ имеет более высокое метановое число по сравнению с исходным углеводородным газом и сухим углеводородным газом, который можно получить после первой ступени, если дополнительно осуществить выделение воды и оксигенатов.

Ранее такие варианты организации процесса с получением углеводородного газа с более высоким метановым числом по сравнению с исходным углеводородным газом в едином технологическом цикле в патентной литературе не рассматривались. Проблема является особенно актуальной для России с ее огромными запасами попутных нефтяных и «жирных» углеводородных газов

Примеры осуществления предложенного способа.

Пример 1

Углеводородсодержащий газ состава (% объемные): CH4 - 82%, C2H6 - 6%, С3H8 - 8%, С4H10 - 4% (метановое число смеси 54, низшая теплотворная способность - 45,7 МДж/м3, плотность 0,939 кг/м3) в количестве 1000 л/ч первоначально подвергают гомогенному парциальному окислению:

вариант a) - воздухом, обогащенным кислородом до содержания кислорода 45% об., в количестве 125 л/ч при давлении 20 бар и температуре 380-420°C;

вариант б) - воздухом в количестве 215 л/ч при давлении 40 бар и температуре 350-420°C. Полученную в варианте а) паро-газовую смесь охлаждают до 300°C, смешивают с кислород-воздушной смесью с содержанием кислорода 45% в количестве 92 л/ч и дополнительно окисляют в присутствии катализатора Cr2O3/Al2O3 при температуре 300-350°C. После охлаждения и отделения воды получают сухой топливный газ в количестве 1170 л/ч с содержанием метана 70,0%, метановое число 65,4, низшая теплотворная способность - 37,6 МДж/м3, плотность 0,985 кг/м3.

Полученную в варианте б) паро-газовую смесь охлаждают до 250°C, смешивают с воздухом в количестве 130 л/ч и дополнительно окисляют в присутствии катализатора CuO/Cr2O3/Al2O3 при температуре 250-350°C. После охлаждения и отделения воды получают сухой топливный газ в количестве 1309 л/ч с содержанием метана 62,6%, метановое число 66,0, низшая теплотворная способность - 34,0 МДж/м3, плотность 1,012 кг/м3.

Пример 2

Углеводородсодержащий газ состава (% объемные): CH4 - 71,9%, C2H6 - 2,5%, С3H8 - 22,5%, C4Н10 - 3,1%о (метановое число смеси 46, низшая теплотворная способность - 52,2 МДж/м3, плотность 1,088 кг/м3) в количестве 1000 л/ч первоначально подвергают гомогенному парциальному окислению:

вариант а) - воздухом, обогащенным кислородом до содержания кислорода 50% об., в количестве 100 л/ч при давлении 20 бар и температуре 380-420°C;

вариант б) - воздухом в количестве 238 л/ч при давлении 30 бар и температуре 400-420°C.

Полученную в варианте а) паро-газовую смесь охлаждают до 300°C, смешивают с воздухом в количестве 143 л/ч и дополнительно окисляют в присутствии катализатора Cr2O3/Al2O3 при температуре 300-350°C. После охлаждения и отделения воды получают сухой топливный газ в количестве 1200 л/ч с содержанием метана 60.0%, метановое число 55,2, низшая теплотворная способность - 42,2 МДж/м3, плотность 1,10 кг/м3.

Полученную в варианте б) паро-газовую смесь охлаждают до 250°C, смешивают с воздухом в количестве 143 л/ч и дополнительно окисляют в присутствии катализатора CuO/Cr2O3/Al2O3 при температуре 250-350°C. После охлаждения и отделения воды получают сухой топливный газ в количестве 1335 л/ч с содержанием метана 53,9%, метановое число 58,3, низшая теплотворная способность - 37,9 МДж/м3, плотность 1,124 кг/м3.

По сравнению с прототипом настоящее изобретение позволяет достигнуть существенного упрощения технологии, уменьшения капитальных затрат за счет снижения числа создаваемых производств и устранения высокоэнерго- и капиталоемкой стадии получения синтез-газа, а также обеспечивает возможность получения углеводородного газа с более высоким метановым числом по сравнению с исходным углеводородным газом, который может использоваться как топливо для энергоустановок.

Способ переработки природных и попутных нефтяных углеводородных газов с повышенным содержанием тяжелых гомологов метана в топливный газ путем смешивания углеводородного газа с кислородом или кислородсодержащим газом в мольном соотношении углерод тяжелых компонентов : кислород 10÷1:1 и проведения прямого парциального окисления тяжелых компонентов при температуре 350-420°С и давлении 10-40 бар с получением паро-газовой смеси, содержащей углеводородные газы, СО, оксигенаты и Н2О, которую затем смешивают с кислородом или кислородсодержащим газом до содержания кислорода 2-5% об. и дополнительно окисляют в присутствии катализаторов окисления при температуре ниже 350°С.



 

Похожие патенты:

Изобретение раскрывает энергоцентр, включающий источник топлива, оснащенный линией подачи топлива в блок получения электроэнергии с линией вывода дымового газа, блок получения теплоносителя, при этом в качестве источника топлива используется объект подготовки, транспорта или хранения нефти или газа, на линии подачи топлива размещен блок метанирования с линией подачи воды, соединенный линией подачи прямого теплоносителя/возврата обратного с блоком получения теплоносителя, установленным на линии вывода дымовых газов.

Изобретение относится к способу очистки сжиженных углеводородов, таких как сжиженный нефтяной газ (LPG) или сжиженный природный газ (NGL). Способ обработки сжиженных углеводородов, содержащих кислые газы, для удаления упомянутых кислых газов при сведении к минимуму потери аминосоединений, включает этап контактирования упомянутых сжиженных углеводородов с абсорбирующим водным раствором первого аминосоединения, причем упомянутое первое аминосоединение имеет структуру: ,в которой R1 представляет собой водород, пропан-2,3-диол и их смеси, и R2 представляет собой пропан-2,3-диол.

Изобретение описывает способ удаления тяжелых углеводородов при сжижении природного газа, заключающийся в том, что предварительно очищенный и осушенный исходный природный газ охлаждают, разделяют полученную парожидкостную смесь в сепараторе на жидкую и паровую фазы, отводят жидкую фазу с повышенным содержанием тяжелых углеводородов на утилизацию, при этом охлаждение исходного природного газа осуществляют в теплообменнике, паровую фазу из сепаратора направляют на вход пассивного потока эжектора, из установки сжижения природного газа выводят часть холодного потока высокого давления и направляют ее на вход активного потока эжектора, выходящий из эжектора поток направляют в дополнительный сепаратор, в котором поток разделяют на газ и жидкость, газ направляют в теплообменник для рекуперации холода, после рекуперации холода газ направляют в компрессор, газ после компрессора направляют в установку сжижения природного газа.

Изобретение относится к способу отделения кислых газов от содержащего воду потока текучей среды. Способ включает приведение в контакт содержащего воду потока текучей среды в зоне абсорбции с абсорбирующим средством, которое содержит амин, с получением потока текучей среды, подвергнутого удалению кислоты, и абсорбирующего средства, насыщенного кислыми газами, приведение в контакт потока текучей среды, подвергнутого удалению кислоты, с водной промывной жидкостью в зоне промывки, через которую промывную жидкость проводят за однократный проход без перекачивания насосом, чтобы перевести совместно унесенный амин в эту промывную жидкость, с получением потока текучей среды, подвергнутого удалению амина и удалению кислоты, и насыщенной амином промывной жидкости, охлаждение потока текучей среды, подвергнутого удалению амина и удалению кислоты, ниже зоны промывки по направлению движения потока, при этом конденсируется конденсат из головной части абсорбционного аппарата, подачу насыщенного абсорбирующего средства в зону десорбции, в которой кислые газы высвобождаются, при этом получают регенерированное абсорбирующее средство и десорбированные кислые газы, подачу регенерированного абсорбирующего средства обратно в зону абсорбции, чтобы организовать замкнутый цикл абсорбирующего средства, введение в замкнутый цикл абсорбирующего средства насыщенной амином промывной жидкости и конденсата из головной части абсорбционного аппарата, проведение десорбированных кислых газов через зону концентрирования и охлаждение кислых газов, выходящих из головной части зоны концентрирования, для конденсирования из них конденсата из головной части десорбционного аппарата, который частично подается обратно в зону концентрирования, а частично выводится из процесса.

Изобретение описывает способ комплексной подготовки газа, при котором газ входной сепарации подвергают дефлегмации за счет охлаждения газом низкотемпературной сепарации с получением газа дефлегмации и флегмы, которую смешивают с конденсатом входной сепарации, и выветривают с получением выветренного конденсата и газа выветривания, который совместно с редуцированным газом дефлегмации подвергают низкотемпературной сепарации с получением газа и конденсата, а при стабилизации смеси конденсатов получают газ стабилизации и стабильный конденсат, отличающийся тем, что сырой газ перед входной сепарацией редуцируют и смешивают с газом стабилизации с помощью эжектирующего устройства, газ входной сепарации охлаждают редуцированным выветренным конденсатом и предварительно нагретым газом низкотемпературной сепарации, а смесь конденсата входной сепарации и флегмы редуцируют и смешивают с конденсатом низкотемпературной сепарации с помощью эжектирующего устройства перед выветриванием.

Изобретение относится к способу обработки потоков сжиженных углеводородов (NGL или LPG). Способ обработки сжиженных углеводородов, содержащих кислые газы, для удаления указанных кислых газов при минимизации потерь соединений аминов, содержит стадию приведения в контакт указанных сжиженных углеводородов с поглощающим водным раствором первого аминосоединения, причем указанное первое аминосоединение имеет структуру ,где R1 представляет собой пропан-2,3-диол; R2 представляет собой водород, метил, этил, 2-гидроксиэтил или пропан-2,3-диол; и R3 представляет собой водород, метил, этил, 2-гидроксиэтил или пропан-2,3-диол.

Изобретение относится к устройствам подготовки путем отбензинивания попутного нефтяного газа и газа дегазации конденсата. Блок отбензинивания низконапорного тяжелого углеводородного газа включает компрессор, установленный на линии сырьевого газа, и дефлегматор с линией вывода конденсата и тепломассообменным блоком, охлаждаемым хладагентом.

Изобретение раскрывает способ удаления тяжелых углеводородов из потока природного газа, включающий: направление исходного потока природного газа, содержащего воду и углеводороды С5+, в слой адсорбента блока нагревательной короткоцикловой адсорбции (НКА) таким образом, чтобы адсорбировать по меньшей мере часть воды и углеводородов C5+ из указанного исходного потока природного газа для создания первого итогового газового потока, имеющего уменьшенный уровень воды и углеводородов С5+ по сравнению с указанным исходным потоком, регенерацию названного слоя адсорбента при помощи нагрева для удаления адсорбированной воды и углеводородов С5+ и создания второго газового потока, имеющего повышенное содержание воды и углеводородов C5+ по сравнению с указанным исходным потоком; охлаждение указанного второго газового потока для создания жидкой воды и жидких С5+ углеводородов и разделения указанных жидкостей из указанного второго газового потока для создания третьего газового потока; направление указанного третьего потока природного газа в слой адсорбента блока безнагревной короткоцикловой адсорбции (БНКА) таким образом, чтобы адсорбировать углеводороды C5+ из указанного третьего газового потока, и выход второго итогового газового потока высокого давления, имеющего содержание углеводородов C5+ меньшее, чем в указанном третьем газовым потоке; причем указанный блок НКА адсорбирует при температуре по меньшей мере 65°С и давлении по меньшей мере 500 psia; и регенерацию указанного слоя адсорбента в указанном блоке БНКА с помощью уменьшения давления и создания загрязненного газового потока низкого давления, содержащего углеводороды C5+.

Изобретение относится к способу очистки природного газа. Способ дезодорирующей сероочистки природного газа до технических условий на сжиженный природный газ включает введение природного газа во внутренний канал мембранного контактного аппарата, введение абсорбционного растворителя в межтрубное пространство мембранного контактного аппарата и удаление диоксида углерода и сероводорода с абсорбционным растворителем из природного газа, приводя в результате к подвергнутому сероочистке природному газу, содержащему менее чем 50 объемных частей на миллион диоксида углерода и менее чем 4 объемные части на миллион сероводорода.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам и устройствам утилизации низконапорных углеводородных газов факельных систем. Способ включает утилизацию низконапорных углеводородных газов факельных систем путем их эжектирования из факельных коллекторов потоком компримированного углеводородного газа с целью их вовлечения в поток углеводородных газов перед приемом компрессора, с целью последующего сжатия, аминовой очистки в колонне-абсорбере и дальнейшего использования в качестве топлива для технологических печей.

Изобретение раскрывает установку паровой конверсии сернистого углеводородного газа, которая оснащена линией ввода сырьевого газа и линией вывода конвертированного газа с рекуперационным устройством, включает также нагреватель и конвертор, при этом установка оборудована узлом адсорбционного обессеривания, состоящим, по меньшей мере, из двух переключаемых адсорберов, по меньшей мере один из которых, находящийся в режиме регенерации адсорбента, соединен с линией вывода конвертированного газа в дефлегматор, установленный в качестве рекуперационного устройства и оснащенный линией вывода подготовленного газа, а остальные адсорберы, находящиеся в режиме адсорбции, установлены на линии ввода сырьевого газа, кроме того, установка оснащена блоком подготовки воды, соединенным линией подачи подготовленной воды с линией подачи сырьевого газа после адсорбера и оснащенным линиями ввода воды, подачи дегазированного водного конденсата из дефлегматора и вывода солевого концентрата, при этом нагреватель установлен на линии подачи парогазовой смеси из дефлегматора в конвертор.

Изобретение относится к способу одновременного получения обработанного природного газа, фракции обогащенной С3+ углеводородами и обогащенного этаном потока. Способ характеризуется тем, что включает следующие стадии: отбор рециркуляционного потока в верхнем потоке, выходящем из колонны выделения; установление определенного теплообменного взаимодействия между рециркуляционным потоком и по меньшей мере одной частью верхнего потока, выходящего из колонны выделения; повторное введение, после расширения, охлажденного и расширенного рециркуляционного потока в колонну выделения; отбор в кубе колонны выделения по меньшей мере одного кубового потока повторного кипячения и обеспечение теплообмена между потоком повторного кипячения и по меньшей мере одной частью исходного природного газа или/и с рециркуляционным потоком, при этом осуществление повторного кипячения кубовой жидкости обеспечивается за счет калорий, поглощаемых из исходного потока природного газа или/и рециркуляционного потока.

Изобретение описывает способ получения метана из биомассы, включающий гидропиролиз биомассы в реакторе гидропиролиза, с получением продукта гидропиролиза; отделение угля из продукта гидропиролиза; гидроковерсию продукта гидропиролиза с получением продукта гидроконверсии; выделение из продукта сконденсированной воды и газообразной смеси, содержащей СО2, Н2 и метан; введение первой части газообразной смеси в установку парового реформинга; введение второй части газообразной смеси в реактор метанирования, при этом стадии гидропиролиза и гидроконверсии являются экзотермическими.

Изобретение относится к области переработки отходов, например отходов полимеров, резин, полимерных отходов медицинской промышленности, лигнинсодержащих отходов, бумаги и картона, масел и углеродсодержащих органических отходов, методом газификации.

Изобретение относится к области использования возобновляемых источников сырья - биомассы. Заявлен способ каталитической газификации биомассы с получением газообразных топлив.
Изобретение относится к способу получения горючего газа для газовых двигателей из образующегося при добыче нефти попутного газа, который содержит метан, этан, пропан, углеводороды с более чем тремя атомами углерода и по обстоятельствам пропен, причем получаются газообразная фракция и жидкостная фракция путем частичной конденсации попутного газа, причем процесс конденсации проводится при таких соотношениях давления и температуры, что жидкостная фаза по существу не содержит метана, этана, пропана и по обстоятельствам пропена и что газообразная фаза по существу свободна от н-бутана и изобутана.

Изобретение относится к технологии переработки углеводородов, к способам и устройствам для переработки углеводородного газа в стабильные жидкие синтетические нефтепродукты.

Изобретение относится к способу подготовки топливного газа, включающему компримирование с помощью жидкостно-кольцевого компрессора, сепарацию компрессата с получением газа и жидкости, мембранное разделение газа сепарации на отбензиненный газ и рециркулируемый низконапорный жирный газ, при этом перед компримированием сырьевой газ подвергают нагреву, каталитической дегидроциклодимеризации и охлаждению, в качестве рабочей жидкости используют подготовленную нефть, а при мембранном разделении газа сепарации дополнительно выделяют газ, обогащенный водородом, который затем смешивают воздухом и подвергают каталитическому окислению с получением газа окисления, используемого в качестве теплоносителя для поддержания температуры каталитической дегидроциклодимеризации.
Изобретение относится к модификатору горения твердого, жидкого и газообразного топлива, в частности древесины, природного газа, угля, мазута и других углеводородов, в энергетических котлах, в закрытых или открытых камерах, характеризующемуся тем, что указанный модификатор содержит от 10 до 30 масс.% воды, от 20 до 80 масс.% по меньшей мере одного алифатического спирта, от 5 до 15 масс.% карбамида или его производных, выбранных из алкилмочевины типа R1R2N(CO)NR1R2, где R1, R2 являются одинаковыми или различными и представляют собой С1-С6 алкильные группы, и от 5 до 15 масс.% моноацетилферроцена.

Изобретение относится к способу переработки жиров и жиросодержащей биомассы. Способ может быть использован при производстве топлива и полупродуктов для органического синтеза.

Изобретение относится к способу получения метанола из богатого диоксидом углерода потока в качестве первого сырьевого потока и богатого углеводородами потока в качестве второго сырьевого потока, а также к установке для его осуществления.

Изобретение относится к способу переработки природных и попутных нефтяных углеводородных газов с повышенным содержанием тяжелых гомологов метана в топливный газ путем смешивания углеводородного газа с кислородом или кислородсодержащим газом в мольном соотношении углерод тяжелых компонентов : кислород 10÷1:1 и проведения прямого парциального окисления тяжелых компонентов при температуре 350-420°С и давлении 10-40 бар с получением паро-газовой смеси, содержащей углеводородные газы, СО, оксигенаты и Н2О, которую затем смешивают с кислородом или кислородсодержащим газом до содержания кислорода 2-5 об. и дополнительно окисляют в присутствии катализаторов окисления при температуре ниже 350°С. Изобретение обеспечивает создание более простого и доступного в промысловых условиях способа переработки попутных нефтяных и природных газов с повышенным содержанием гомологов метана с получением топливного газа с высокими топливными характеристиками и увеличение его выхода. 2 пр.

Наверх