CS203344B1

CS203344B1 - Method and device for the rafination of crude methane and/or wet natural gas

Info

Publication number: CS203344B1
Application number: CS355478A
Authority: CS
Inventors: Vendelin Macho; Antonin Vanko; Gabriel Kiss; Tibor Derer; Karel Hlinstak; Frantisek Huba; Ivan Kopernicky; Jiri Stuchlik; Vaclav Snajdr
Original assignee: Vendelin Macho; Antonin Vanko; Gabriel Kiss; Tibor Derer; Karel Hlinstak; Frantisek Huba; Ivan Kopernicky; Jiri Stuchlik; Vaclav Snajdr
Priority date: 1978-06-01
Filing date: 1978-06-01
Publication date: 1981-02-27

Description

Podía tohto vynálezu sa spolahlivo a energeticky poměrně málo náročné, pomocou vhodného zariadenia rafinuje metán alebo mokrý zemný plyn hlavně od nasýténých a iienasýtených uhfovodíkov C2 až Cs tak, aby sa čistý metán mohol využiť aj v tých najnáročnejších procesoch.According to the invention, it is reliably and relatively energy-intensive to refine methane or wet natural gas mainly from saturated and unsaturated C2 to Cs hydrocarbons using suitable equipment, so that pure methane can be used in the most demanding processes.

Známe je odstraňovanie kysličníka uhličitého a karbonylsulfidu zo zemného plynu o dalších plynov pomocou propylénkarboňátu, dehydratácia zemného plynu pomocou chloridu vápenatého, najmá však vypieraním vody roztokom glykolov, odstraňovanie kysličníka uhličitého a dalších „kyslých“ komponentov etanolamínmi, nájmá dietanolamínom a trietanolamínom (Gas Conditioning Fact Book, The Dow Chemical Company, Midland, Michigan /1957, 1962/) i dalšími metódami (USA pat. 3 770 662, 3 542 672, 3 812 030, 3 702296; franc. pat. 2 310 326). Ešte náročnejšie je odstraňovanie nasýtených i nenasýtených uhlovodíkov zo surového metánu, napr. z pýrolýzy, alebo z mokrého plynu. Známe je spracovanie zemného plynu, vrátane odstraňovania kysličrtíka uhličitého so sirovodíkom, etánom a výššími uhlovodíkmi extrakciou olejom (USA pat. 3 274101), stlačováním mokrého zemného plynu do oblasti kritického tlaku, pri čom súčasne s chladením metán a etán sa zo zniesi odstránia tak, že frakcia C3 áž Cs sa mdže rýchlo spatné získat (USA pat. 3 542 673). Metoda deletfia pomocou vysokého tlaku s využitím absorbérov i adsorbérúv a regeneráciou zahrievaním sa využívá aj v dalších procesoch (USA pat. 3 600'303 a 3 718 581). Avšak nevýhodou je energetická náročnost a poměrné značná zložitosť i menšia flexibilita týchto procesov. Zaujímavý je súbor spdsobov a zariadení využívajúcich oleje, lahkú a ťažkú naftu ako adsorpčné médium, pričom zmes plynných a kvapalných uhlovodíkov je spracovaná v členíte) kolóne [(Esso Research and Eng. Co.): USA patent 3 607 734 a 3 274101). Poměrně podobný je proces delenia normálnych plynných uhlovodíkových zmesi nižších a vyšších frakcií [ (The Lummus Co.): USA patent 3 313724], ktorý zahrňuje přechod týchto zmesi 1. frakčnou zónou, kontrolou vzniknutých plynných frakcií, ktoré tiež obsahujú 1'ahšie komponenty, 1'ahšie než nadhlavné a ťažšiu frakciu ako základný produkt, pričom nadhlavné komponenty sa využívajú aj ako reflux a zvyšok v sekundárnej frakčnej zóně. Napriek viacerým prednostiam týchto procesov, nevýhodou je nízká flexibilita, najma v prípadoch značnej variability zloženia surového metánu alebo mokrého zemného ply203344 nu, možnost hromadenia nečistůt v absorpčnom prostředí, s možnými „prierazml“ nežiadúcich komponentov do rafinovaného metanu a z toho vyplývajúca nižšia spolehlivost procesov rafinácie, Ďalšou nevýhodou je potřeba presne definovaných,, termicky vysokostabilných absorpčných činidiel a poměrně vysoká spotřeba energií. Tieto nedostatky však úspěšně rieši spůsob a odstraňovanie podlá tohto vynálezu.Known is the removal of carbon dioxide and carbonyl sulphide from natural gas with other gases using propylene carbonate, dehydration of natural gas with calcium chloride, but mainly by scrubbing water with glycol solution, removing carbon dioxide and other "acidic" components with ethanolamines, rented with dietanolamine and triethanolamine The Dow Chemical Company, Midland, Michigan (1957, 1962)) and other methods (U.S. Pat. Nos. 3,770,662, 3,542,672, 3,812,030, 3,722,296; French Pat. 2,310,326). It is even more difficult to remove saturated and unsaturated hydrocarbons from crude methane, e.g. from pyrolysis, or from wet gas. It is known to treat natural gas, including the removal of carbon dioxide with hydrogen sulphide, ethane and higher hydrocarbons by oil extraction (US Pat. 3 274101), by compressing wet natural gas to a critical pressure area, while simultaneously removing methane and ethane from the mixture, that fraction C3 and Cs can be readily recovered rapidly (U.S. Pat. 3,542,673). The high pressure deletion method using both absorbers and adsorbers and regeneration by heating is also used in other processes (U.S. Pat. 3,600,303 and 3,718,581). However, the disadvantage is the energy intensity and relatively high complexity and less flexibility of these processes. Of interest is a set of methods and devices utilizing oil, light and heavy diesel as an adsorption medium, wherein the mixture of gaseous and liquid hydrocarbons is treated in a column ([Esso Research and Eng. Co.): U.S. Patents 3,607,734 and 3,241,401). Relatively similar is the process of separating normal gaseous hydrocarbon mixtures of lower and higher fractions [(The Lummus Co.): U.S. Pat. No. 3,313,724], which involves passing these mixtures through the 1st Fraction Zone by controlling the resulting gas fractions which also contain lighter components. Lighter than the overhead and heavier fraction as the base product, the overhead components also being used as reflux and residue in the secondary fraction zone. Despite several advantages of these processes, the disadvantage is the low flexibility, especially in the case of considerable variability in the composition of raw methane or wet natural gas203344 nu, the possibility of accumulation of impurities in the absorption environment with possible "breakthrough" A further disadvantage is the need for well-defined, thermally high-stability absorbents and a relatively high energy consumption. However, these disadvantages are successfully solved by the method and the remedy of the present invention.

Podlá tohto vynálezu sa spůsob rafinácle surového metánu a/alebo mokrého zemného plynu, zbaveného aspoň časti sírnych zlúčenín, hlavně sírovodíka, připadne oxidu uhličitého, acetylénu a vody, obsaliujúceho okrem metánu ako podstatnej zložky příměsi nasýtených a/alebo nenasýtených uhlovodíkov s 2 až 8 atómami uhlíka, absorpciou v parafinických uhlovodíkoch s 10 až 17 atómami uhlíka spojenou s regeneráclou uSkutQčjíuje tak,., že surový metán a/alebo mokrý zemný plyn sa vedie na absorpciu pri teplote 0 až 80 °C, pri tlaku 0,1 až 10 MPa v parafinických uhlovodíkoch o teplotěvaru 160 až 230 °C, čímž sa metán zbavuje vyšších uhlovodíkov a parafinické uhlovodíky ako absorpčně činidlo sa vedú na Oddelovanie absorbovaných a/alebo roz‘kíadom.....absorpčného činidla vzniknutých nižších uhl'ovo'díkov s 2 až 8 atómami uhlíka a zvyšok, pozostávajúci z parafínov o teplote varu 160 až 230 °C sa oddělí a/álebo opátovne používá ako absorpčně činidlo pre uhlovodíky s 2 až 8 atómami uhlíka.According to the present invention, a process for refining crude methane and / or wet natural gas, deprived of at least a portion of sulfur compounds, mainly hydrogen sulphide, optionally carbon dioxide, acetylene and water containing, in addition to methane, an essential component of 2 to 8 by absorption in paraffinic hydrocarbons of 10 to 17 carbon atoms associated with the regeneration of the carbon dioxide, such that the crude methane and / or wet natural gas is led to absorption at 0 to 80 ° C, at a pressure of 1 to 10 MPa in paraffinic hydrocarbons having a melting point of 160 to 230 ° C, thereby depriving the methane of higher hydrocarbons, and paraffinic hydrocarbons as the absorbing agent lead to the separation of the absorbed and / or decomposing absorbent of the lower hydrocarbon formed with 2 to 2 carbon atoms. The C8 residue and the residue consisting of paraffins boiling in the range of 160 DEG to 230 DEG C. are separated and / or and reused as absorbing agent for hydrocarbons having 2 to 8 carbon atoms.

Podlá tohto vynálezu zariadenie na rafináciu surového metánu a/alebo mokrého zemného plynu spósobom uvedeným v predchádzajúcom odstavci pozostáva z kolón, .adsorhérov, kondenzátorov, odlučovačov, výmenhíkov teplá, pomocných zariadení a potrubí, kde přívodně potrubie pre surový metán a/alebo mokrý zemný plyn je zapojené ha ahsorpčnú . kolonu s jedno- alebo viacsíupňovým vypieraním s reguláciou hladin medzi stupňami, ktorej vrchná časť je cez kondenzátor a odlučovač zapojená na adsopbér -a/alebó adsorbéry, z ktorých je vedené výstupné potrubie pre rafinovaný metán a/alebo zemný plyn, s výhodou cez analyzátor, přitom spodná časť absorpčněj kalóny je zapojená potrubím, s výhodou cez čerpadlo a yýmeriník tepla ako nástrek, s výhodou do hornej časti vyváracej a/alebo rektifikačnej kolony a do nástreku je spravidla vyústěné potrubie z odlučovača, pričóm. hlava rektifikačnej a/alebo vyváracej kolony s refl.uxným chladičom s. odlučovačom je. zapojená na výstup pre uhlovodíky s'2 až'8 atómami uhlíka a spodok vyváračej á/alebo' rektifikačnej kolony je potrubím, napojený. cez čerpadlo, Výmenník tepla a vodný chladič na ahsorpčnú kolónu, do potrubia 'je vovedené potrubie, ktorým sa doplňujú straty absorpčného činidla.According to the present invention, a plant for refining raw methane and / or wet natural gas as described in the preceding paragraph consists of columns, adherors, condensers, separators, heat exchangers, auxiliary equipment and pipelines, where the raw methane and / or wet natural gas supply piping. is involved ha ahsorption. single-stage or multi-stage scrubbing column with inter-stage level control, the top of which is connected via a condenser and separator to the adsorber (s) or adsorber from which the outlet pipe for refined methane and / or natural gas is led, preferably via an analyzer; wherein the lower portion of the absorbent cup is connected via a conduit, preferably via a pump and heat generator as a feed, preferably to the top of the boiling and / or rectification column, and the feed generally includes a conduit from the separator. Head of rectifying and / or boiling column with reflector. the separator is. connected to the outlet for hydrocarbons having 2 to 8 carbon atoms and the bottom of the boiling and / or rectifying column is connected via a conduit. via a pump, a heat exchanger and a water cooler to the absorption column, a conduit is fed into the conduit to supplement the losses of the absorption agent.

Ako surový metán podl'a tohto vynálezu prichádza do úvahy napr. metán z pyrolýzy uhiovodíkev, z dealkylácle aromátev a podobné, ktorý na rozdiel od mokrého' zemného plynu nezrledka obsahuje aj nenasýtené uhlovodíky, alkény, acetylén, alkylacetylény, diény apod. Vo váčšej miere obvykle aj vodík. Spravidla sa predbežne raf ináclóu, napr. selektívnou hydrogenáčiu odstraňuje acetylén a alkylacetylény i diény a sírne zlúčeniny. U mokrého zemného plynu k najčastejším nečistotám patria vyššie nasýtené uhlovodíky C2 až Cs, najviac však bývá etánu a propánu, butánu a pentánu, oxid uhličitý, dusík, hélium, kyslík, sirovodík, karbonylsulfld, připadne tiež vodná para. Pravda, zemný plyn alebo metán sa může aj sekundárné znečistit, ak napr. před rafináciou podlá tohto vynálezu sa použije v inom procese či už ako reakčný komponent alebo pomocná látka. Mfiže sa tiež znečistit v známých analogických procešoch rafinácie, kde sa napr. jednoznačné počítá s vysokou tepelnou stabilitou absorpčného média a jeho čistotou, ale v skutočnosti sa napr. aplikuje znečistěný nízkovrúcimi parafinickými a oleflnickýipi zlúčeninami. Taký případ prichádza do úvahy vtedy, ak například absorpčně činidlo před použitím na . rafináciu slúži ako temperovacie či teplonosné médium pri vysokých teplotách, kedy může důjst k čiastočnej tepelnej deštrukcii, ku krakovaniu za tvorby charakteristických nízkovrúcich komponentov.Possible methane according to the invention is e.g. methane from hydrocarbon pyrolysis, dealkylate aromatics and the like, which, unlike wet natural gas, also contains unsaturated hydrocarbons, alkenes, acetylene, alkylacetylenes, dienes and the like. More usually hydrogen. As a rule, pre-refining, e.g. selective hydrogenation removes acetylene and alkylacetylenes as well as dienes and sulfur compounds. In the case of wet natural gas, the most common impurities include the higher saturated hydrocarbons C2 to Cs, but most are ethane and propane, butane and pentane, carbon dioxide, nitrogen, helium, oxygen, hydrogen sulfide, carbonyl sulphide, and possibly water vapor. True, natural gas or methane can also be polluted secondary if, for example, prior to refining according to the invention it is used in another process, either as a reaction component or as an auxiliary. It can also be contaminated in known analogous refining processes, e.g. the thermal stability of the absorbent medium and its purity are clearly contemplated, but in fact, e.g. applied contaminated with low-boiling paraffinic and olefinic compounds. Such a case is contemplated if, for example, the absorbent is used prior to use on the. Refining serves as a tempering or heat transfer medium at high temperatures, where partial thermal destruction may occur, to cracking to form characteristic low-boiling components.

' Ako absorpčně činidlo sa používajú parafíny o teplote varu 160 až 230 °C. Výhod_&,nejšie je však apllkovať užšie frakcie, najmS Ξ? frakciu 180 až 210 °C, připadne 185 áž 200 stupňóv Celsia, s převážným obsahom izoparafínov. Můžu to byť zmesi parafínov a.. lebo čisté izoparafíny, či n-parafíny, .poměrně menej vhodné sú cykloparafíny. Najmenej žiadúce sú příměsi aromátov a najškodUvejšie v nich boli příměsi olefínov.Paraffins boiling in the range of 160-230 ° C are used as the absorbing agent. Benefits _and are not, however, apllkovať narrower fractions najmS Ξ? fraction 180-210 ° C, possibly 185 to 200 degrees Celsius, predominantly containing isoparaffins. It may be mixtures of paraffins and pure isoparaffins or n-paraffins, cycloparaffins are relatively less suitable. Aroma additives are least desirable and olefin admixtures are the most harmful.

Avšak uplatněním spůsobu a zariadenia podlá tohto vynálezu odpadá aj také riziko.However, the application of the method and apparatus of the present invention eliminates such a risk.

Vhodné je využiť na kontrolu účinnosti adsorhérov rafinovaného metánu alebo zemného plynu analyzátorov, napr. plynový chromatograf s tepelnovodivostnou alebo . plameňoionizačnou detekciou. Impulzy z analyzátora je vhodné využiť na striedavé prepínanie cyklu adsorpcia — desorpcia v obidvoch aparátoch. Preto je vhodné použiť v zariadení na dorafinovanie plynu aspoň 2 adsorbéry', pričom jeden pracuje a druhý sa regeneruje.It is useful to use analyzers such as refined methane or natural gas to control the efficiency of adsorters. Gas chromatograph with heat conduction or. flame ionization detection. The pulses from the analyzer are suitable for alternating switching of adsorption - desorption cycle in both apparatuses. Therefore, it is suitable to use at least 2 adsorbers in the gas refining plant, one working and the other regenerating.

Výhodou spĎsobu a zariadenia na rafináciu surového metánu ako aj mokrého zemného plynu je predovšetkým vysoká funkčná spolahlivosť technologie, a zariadenia, vysoká rafinačná účinnost, takže rafinova- ný metán alebo rafinovaný zemný plyn je vhodný aj pre tie najnáročnejšie petrochemické procesy, či už ako reakčný komponent alebo pomocná látka, ako napr. v procese výroby etylénoxidu prlamou oxidáciou etylénu, v procese parciálněj oxidácie ap. Ďalej je to vysoká flexibilita procesu, po203344 merne nízká citlivosť na případné nečistoty, resp. nízkovrúcě podiely v pridávanom absorpčnom činidle, lebo sa v. ďalšom z něho lahko odstáni, teda aj dokonalé odstraňovanie absorbovaných nižších uhlovodíkov a dalších nečistfít z rafinovaných plynov i vzniknutých případným rozkladom absorpčného činidla, resp. vneseným s absorpčným činidlom ap. Ďalšie výhody a podrobnosti. spfísobu ako aj zariadenia podfa tohto vynálezu sú zřejmé z príkladov a přiloženého obrázku.The advantage of the method and equipment for refining raw methane and wet natural gas is primarily the high functional reliability of the technology and the equipment, high refining efficiency, so that refined methane or refined natural gas is suitable for the most demanding petrochemical processes, whether as a reaction component or an adjuvant such as e.g. in the process of producing ethylene oxide by flame oxidation of ethylene, in the process of partial oxidation, and the like. Furthermore, it is a high process flexibility, after 203344 a relatively low sensitivity to possible impurities, respectively. low-boiling proportions in the added absorbent, furthermore, it is easy to get rid of it, thus also the perfect removal of absorbed lower hydrocarbons and other impurities from the refined gases, even caused by possible decomposition of the absorbing agent, resp. loaded with an absorbent, and the like. Additional benefits and details. The method and apparatus of the present invention are apparent from the examples and the accompanying drawing.

Zariadenie podfa: obrázku pozostáva z absorpčnej kolony -2, do ktorej sa privádza surový metán a/alebo mokrý zemný plyn cez přívodně potrubie 1. Vykondenzovanie strhnutých pár hlavně absorpčného činidla sa zabezpečuje kondenzátorom 3 a odlučovačom 4. Adsorbér a/alebo adsorbéry 5 dočišťujú zemný plyn, ktorý odchádza zo zariadenia výstupným potrubím 7 cez analyzátor 6, ktorým sa kontroluje stupeň čistoty zemného plynu. Nasýtené absorpčně činidlo odchádza z absorpčnej kolony 2 potrubím 8 s využitím tlakového spádu, připadne pomocou čerpadla 9 cez výměník tepla IQ ako nástrek 11 do rektifikačnej kolony 13, pričom do nástreku 11 spravidla vyúsťuje potrubie 12 z odlučovača 4. Vyvařené plyny z nasýteného absorpčného činidla opúšťajú rektifikačnú kolónu 13 cez refluxný chladič s odlučovačom 14 a výstupné potrubie 13. Rektifikované absorpčně činidlo odchádza z rektifikačnej kolony 13 potrubím 16, čerpadlom 18, výmenníkom tepla 10 a vodným chladičom 19 ako nástrek do absorpčnej kolony 2. Straty absorpčného činidla do čistiaceho zariadenia sa dopíňajú cez potrubie'17.The device according to the figure consists of an absorption column -2, to which raw methane and / or wet natural gas is fed through the supply line 1. Condensation 3 of the absorbent barrel is provided by a condenser 3 and a separator 4. The adsorber and / or adsorbers 5 the gas leaving the device through the outlet line 7 through the analyzer 6, which controls the degree of purity of the natural gas. The saturated absorption agent exits from the absorption column 2 via a pressure gradient 8, or via a pump 9 via a heat exchanger 10 as a feed 11 into the rectification column 13, whereby a feed line 12 usually leaves the separator 4. the rectification column 13 via a reflux condenser with a separator 14 and an outlet conduit 13. The rectified absorption agent exits the rectification column 13 via a line 16, a pump 18, a heat exchanger 10 and a water condenser 19 as a feed to the absorption column 2. via pipeline'17.

PřikladlEXAMPLE

Do absorpčnej kolqny 2 s trojstupňovým vypieraním s reguláciou hladin medzi stupňami o objeme 100 1, naplnenej 80 dm⁵ absorpčným činidlom, pozostávajúcim zo zmesi parafinických uhlovodíkov o teplote varu 175 až 195 °C sa privádza zemný plyn s prívodným potrubím 1 pri tlaku 1,4 MPa v množstve 20 dm³/h s obsahom 92,1 % hmot. metánu; 3,2 % hmot. etánu; 2,1 % hmot. pentánov; 0,2 % hmot. parafínov Cs až Cs aNatural gas with a supply line 1 at a pressure of 1.4 is supplied to the absorption column 2 with three-stage scrubbing with level control between 100 l stages, filled with 80 dm ⁵ absorbent, consisting of a mixture of paraffinic hydrocarbons boiling at 175-195 ° C. MPa in an amount of 20 dm ³ / h with a content of 92.1 wt. methane; 3.2 wt. ethane; 2.1 wt. pentanes; 0.2 wt. Cs to Cs paraffins and

2,2 % hmot. zmesi dusíka s oxidom uhličitým a vodíkom. Pri teplote ,26 °C a přetlaku 1,8 MPa prebieha absórpcia v absorpčnom činidle, ktorým je frakcia parafínov, prevažne izoparafínov o teplote varu 175 až 195 °C, pričom plyny s parami idú cez kondenzátor 3, kde sa kondenzujú, hlavně strhnuté páry parafinických uhlovodíkov o teplote varu 175 až 195 °C, ktorých zvyšok sa odlučuje v odlučovači 4 a po přechode potrubím cez adsorbér 5 s aktívnym uhlím s měrným povrchom 890 m²/g, sa potom po výstupe z adsorbéra S analyzuje analyzátorom 6 (— plynovým chromatograf om) so signalizačným zariadenim a rafinovaný zemný plyn opúšťa čistiace zariadenie výstupným potrubím 7. Zloženie takto rafinovaného zemného plynu tvoří 99 % hmot. metánu; 0,4 % hmot. etánu; zvyšok 0,6 % hmot. je v podstatě oxid uhličitý s dusíkom a vodíkom. Odlúčená kvapalina z odlučovača 4, v závislosti od stupňa znečistenia absorpčného činidla uhlovodíkmi C2 až Cs sa bud . vedie potrubím 12 ako časť nástreku 11 do vyváracej kolony 13, spravidla pri nižšom znečistění, alebo sa dokonca odvedie z procesu na iné použitie. Zo spodu absorpčnej kolony 2 sa odvádza absorpčně činidlo so spojovacím potrubím 8 s obsahom 1,0 % hmot. metánu; 0,2 % hmot. etánu; 0,08% hmot. propánu; 0,7 % hmot. butánu; 0,05 % hmot. pentánov; 0,09 % hmot. oxidu uhličitého a menšie množstvo vodíka s dusíkom. Absorpčně činidlo sa s využitím tlakového spádu alebo pomocou čerpadla 9 cez tepelný výměník 19 nastrekuje ako nástrek 11 do vyvrácenej a/alebo rektifikačnej kolony 13 pri teplote varu absorpčného činidla spolu s prímesami nižších uhlovodíkov. Hlavou kolony sa výstupným potrubím 15 odvádza uhlovodíková zmes Ci až Cí spolu s oxidom uhličitým, dusíkom a vodíkom i parami absorpčného činidla. Refluxným chladičom opatřeným odlučovačom 14 sa kondenzujú a oddelujú hlavně páry absorpčného činidla, ktoré v závislosti od znečistenia uhlovodíkmi C2 až Ca sa bud oddelujú zvlášť, alebo vedú spáť do kólóny 13. Spodom rektifikačnej kolony 13 sa odvádza absorpčně činidlo čistoty 99,98 % hmot. frakcie o teplote 175 až 195 °C. Táto sa vedie pomocou čerpadla 18 cez tepelný výměník IQ, resp. tiež vodný chladič 19 potrubím 18 do absorpčnej kolony 2. Straty absorpčného činidla do Čistiaceho zariadenia sa dopíňajú cez potrubie 17.2.2 wt. mixtures of nitrogen with carbon dioxide and hydrogen. At a temperature of 26 ° C and an overpressure of 1.8 MPa there is an absorption in the absorption agent, which is a paraffin fraction, predominantly isoparaffins boiling at 175 to 195 ° C, the vapor gases passing through the condenser 3 where they condense, mainly entrained vapors. of paraffinic hydrocarbons boiling at 175 to 195 ° C, the residue of which is separated in a separator 4 and after passing through a line through an activated carbon adsorber 5 with a specific surface area of 890 m ² / g, is then analyzed after the adsorber S chromatograph) with a signaling device, and the refined natural gas leaves the scrubber through the outlet line 7. The composition of the refined natural gas is 99% by weight. methane; 0.4 wt. ethane; 0.6 wt. is essentially carbon dioxide with nitrogen and hydrogen. The separated liquid from the separator 4, depending on the degree of contamination of the absorbing agent by hydrocarbons C2 to Cs, is either. it passes through a duct 12 as part of the feed 11 to the welding column 13, as a rule at a lower level of contamination, or even discharged from the process for other uses. From the bottom of the absorption column 2, an absorption agent with a connecting line 8 containing 1.0 wt. methane; 0.2 wt. ethane; 0.08 wt. propane; 0.7 wt. butane; 0.05 wt. pentanes; 0.09 wt. carbon dioxide and less hydrogen with nitrogen. The absorbent is injected through the heat exchanger 19 using a pressure gradient or a pump 9 as a feed 11 into the upturned and / or rectification column 13 at the boiling point of the absorbent together with the impurities of lower hydrocarbons. The C 1 to C 1 hydrocarbon mixture, along with carbon dioxide, nitrogen and hydrogen as well as the vapors of the absorbing agent, is discharged through the top of the column through the outlet line (15). The reflux condenser provided with a separator 14 mainly condenses and separates the vapors of the absorbent, which, depending on the contamination by hydrocarbons C2 to Ca, either separate separately or lead back to the column 13. The absorption agent of the purity 99.98 wt. fractions of 175-195 ° C. This is carried out by means of a pump 18 through a heat exchanger 10 and a heat exchanger 10, respectively. also the water cooler 19 via line 18 to the absorption column 2. Losses of the absorption agent to the scrubber are charged through line 17.

P r í k 1 a d 2Example 1 a d 2

Postupuje sa podobné ako v příklade 1, len s tým rozdielom, že miesto mokrého desulfurizovaného zemného plynu sa na absorpciu privádza surový metán tohto zloženia (v % hmot,): 90,7 metánu; 3,8 etánu; 3,1 propánu; 1,6 butánu; 0,5 pentánu a 0,16 zmesi parafínov s olefínmi C4 až C7. Regenerované absorpčně činidlo dosahuje čistotu 99,97 % hmot. Čistota rafinovaného metánu dosahuje 99,7 % hmot.The procedure is similar to that of Example 1, except that instead of wet desulfurized natural gas, raw methane of the following composition (in% by weight) is supplied for absorption: 90.7 methane; 3.8 ethane; 3.1 propane; 1.6 butane; 0.5 pentane and 0.16 of a mixture of paraffins with C4 to C7 olefins. The regenerated absorbent has a purity of 99.97% by weight. The purity of the refined methane reaches 99.7% by weight.

Příklad 3Example 3

Postupuje sa podobné ako v příklade 1, len s tým rozdielom, že ako absorpčně činidlo sa použije frakcia parafínov o teplote. varu 188 až 210 °C, s převážným obsahom n-parafínov, izoparafínov a 6% hmot. cykloparafínov, pričom teplota a absorpčnej kolóne 2 je 31 °C a tlak 2,6 MPa. Získává sa rafinovaný · zemný plyn s obsahom 99,3 procenta hmot. metánu, 0,2 % hmot. etánu, pričom zyyšok je v podstatě oxid uhličitý s dusíkom.The procedure is similar to that of Example 1, except that the paraffin fraction at a temperature is used as the absorbing agent. boiling point 188 DEG-210 DEG C., containing predominantly n-paraffins, isoparaffins and 6 wt. cycloparaffins wherein the temperature of the absorption column 2 is 31 ° C and the pressure is 2.6 MPa. Refined natural gas is obtained having a content of 99.3 percent by weight. % methane, 0.2 wt. ethane, the residue being essentially carbon dioxide with nitrogen.

Claims

OBJECT

A process for refining raw methane and / or wet natural gas, free of at least a portion of sulfur compounds, especially sulfur-hydrogen, optionally carbon dioxide, acetylene, and water containing, in addition to, methane and an essential ingredient of the admixture, saturated and / or unsaturated hydrocarbons . with 2 to 8 carbon atoms, absorption in 10 to 17 carbon paraffin hydrocarbons coupled with regeneration, characterized in that the raw methane and / or wet ground gas is next to the absorption at 0 to 80 ° C, at a pressure of 0.1 to 10 MPa in paraffinic cores having a boiling point of 160 DEG-230 DEG C., whereby the methane is removed from the higher hydrocarbons and the paraffinic hydrocarbons as the absorptive agent are led to separate the absorbed and / or decompose the lower hydrocarbon-formed absorption agent. 8 carbon atoms and the residue consisting of paraffins having a boiling point of 160 DEG-230 DEG C. is separated and / or used as an absorption agent for hydrocarbons having from 2 to 8 carbon atoms.

2. A process according to claim 1, wherein the raw methane and / or the wet ground gas is conducted to a temperature of 0 to 80 DEG C., preferably 25 to 45 DEG C. and a pressure of 0.1 to 10 MPa, preferably 1 to 3 MPa. .

3. Process according to claim 1, characterized in that the paraffinic hydrocarbons, as absorptive agent, are used for separating the absorbed and / or decomposing absorbent of the lower hydrocarbons having from 2 to 8 carbon atoms. and / or rectification.

4. A method according to claim 1, wherein the refined methane and / or the natural gas is analyzed after adsorption of the final scrubbing of paraffinic hydrocarbons, with the addition of hydrocarbons having from 2 to 8 carbon atoms above the set level. impulse for alternating cycle of adsorption - desorption.

5. A process for refining crude methane and / or wet natural gas according to items 1 or 4, comprising columns, adsorbers, condensers, separators, heat exchangers, auxiliaries and conduits, characterized in that the feed pipe for raw methane and / or wet ground gas (1) is connected to the absorption column (2j with one or more stages with level control between stages, the top of which is through the capacitor (3j and separator (4) connected to the adsorber / or adsorber (5), from which an outlet pipe for refined methane and / or natural gas (7) is conducted, preferably via an analyzer (6), wherein the lower portion of the absorption column (2) is connected via a pipe (8), preferably via a pump (9) ) and the heat exchanger (10) as a spraying (11), preferably upstream of the boiling and / or rectifying column (13) and into the spraying (11) is a spout (12) of a separator (4) taking head rectified and / or boiling column (13) with reflux condenser (14) is connected to a hydrocarbon having 2 to 8 carbon atoms (15) and the bottom of the boiling and / or rectifying column (13) is a conduit (16) a connected pump (18), a heat exchanger (10) and a condenser (19) for the absorption column (2), a conduit (17) is known in the conduit (16) to supplement the losses of the absorption agent. 1 sheet of drawings »in rografl» a. P