EA010664B1 - Способ удаления газообразных примесей из потока природного газа - Google Patents

Способ удаления газообразных примесей из потока природного газа Download PDF

Info

Publication number
EA010664B1
EA010664B1 EA200701733A EA200701733A EA010664B1 EA 010664 B1 EA010664 B1 EA 010664B1 EA 200701733 A EA200701733 A EA 200701733A EA 200701733 A EA200701733 A EA 200701733A EA 010664 B1 EA010664 B1 EA 010664B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
gas stream
impurity
impurities
natural gas
centrifugal separator
Prior art date
Application number
EA200701733A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200701733A1 (ru
Inventor
Берт Броуверс
Майкл Цви Голомбок
Ральф Ван Виссен
Original Assignee
Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=34938753&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=EA010664(B1) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. filed Critical Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Publication of EA200701733A1 publication Critical patent/EA200701733A1/ru
Publication of EA010664B1 publication Critical patent/EA010664B1/ru

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/002—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by condensation
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D45/00—Separating dispersed particles from gases or vapours by gravity, inertia, or centrifugal forces
    • B01D45/12—Separating dispersed particles from gases or vapours by gravity, inertia, or centrifugal forces by centrifugal forces
    • B01D45/14—Separating dispersed particles from gases or vapours by gravity, inertia, or centrifugal forces by centrifugal forces generated by rotating vanes, discs, drums or brushes
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/24—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by centrifugal force
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/62—Carbon oxides
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)

Abstract

Способ удаления газообразных примесей, таких как СОи/или HS, из содержащего примеси газового потока, который включает поток содержащего примеси расширенного газа в расширителе (1), таким образом, формируя обогащённую примесями жидкую фазу и обеднённую примесями газообразную фазу; снижение по крайней мере части примесей в потоке расширенного газа для формирования дисперсии обогащённой примесями жидкой фазы в обеднённой примесями газообразной фазе; и отделение по крайней мере части обогащённой примесями жидкой фазы от обеднённой примесями газообразной фазы в одном или более центробежных сепараторах (2, 3), каждый из которых содержит большое количество параллельных каналов (19A), которые расположены внутри вращающейся трубы (4, 5) параллельно оси вращения (7) вращающейся трубы (вращающихся труб) (4, 5).

Description

Изобретение предлагает способ удаления газообразных примесей, таких как диоксид углерода (СО2) и сульфид водорода (Н28), из потока природного газа.
Уровень техники
Известны различные способы удаления газообразных примесей из потока природного газа. Они могут основываться на физических и/или химических процессах. Физические процессы отделения используют разницу в температуре испарения, конденсации и/или замораживания различных примесных компонентов для того, чтобы выборочно удалить один или более данных компонентов во фракционной колонне, или разницу в плотности для отделения компонентов с различной плотностью в центрифуге или циклонном сепараторе. Химические процессы могут использовать отделение методом абсорбции или каталитических реакций, чтобы преобразовать примесные компоненты в такой состав, который может быть легко отделён.
Стандартным способом удаления сульфида водорода и диоксида углерода из природного газа является обработка амином, которая основывается на жидкостной абсорбции. В данном процессе примеси связываются с молекулой, такой как диэтаноламин в водном растворе. Чистый углеводородный газ не абсорбируется и выходит в виде газообразного продукта. Раствор с абсорбированной примесью используется повторно и подогревается приблизительно до 100°С, чтобы удалить газы, которые собираются в потоке отходов. Наиболее затратными факторами в этом процессе являются потребности в энергии для регенерации отходов газа, потери растворителя и то, что отходы газов регенерируются при давлении близком к атмосферному - некоторые процессы, такие как возврат, требуют компрессии.
Расходы на операцию для некоторых процессов очистки газов должны составлять относительно малую долю на единицу объёма производимого чистого газа. Аминовые заводы с их обширными схемами контакта газ-жидкость будут довольно большими, дорогими и неэкономичными, если поток газа содержит большую долю примесей.
Известные газоотделяющие центрифуги должны иметь частоту вращения около 50000 об./мин для отделения газовых фракций с малыми разницами в плотности. Эти быстро вращающиеся центрифуги известны как ультрацентрифуги и имеют ограниченную сепарационную эффективность и могут перерабатывать только ограниченный поток газа. Если большой поток природного газа, который должен быть очищен посредством центрифуг, содержит большую долю примесей, то потребуется большое количество центрифуг или ультрацентрифуг, что делает центробежную сепарацию неэкономичной.
Патенты США 4994097; 5221300 и статья «Рйаке керагайои ίη ссп(г1Гида1 Пс1б5 \νί11ι етрйакщ оп 1йе го1а11опа1 раг(1с1е 8ерага!ог», опубликованная 1.1.Н. Вгоитега в журнале Ехрептеп1а1 Т11егта1 апб Е1шб 8с1епсе 26 (2002) (Экспериментальная термодинамика и гидродинамика), стр. 325-334, раскрывают центрифуги для отделения твёрдых примесей от газовой смеси.
Целью настоящего изобретения является создание способа для удаления газообразных примесей, таких как диоксид углерода и/или сульфид водорода, из потока природного газа эффективным и экономичным образом, даже если природный газ содержит большую долю примесных газообразных компонентов.
Раскрытие изобретения
Способ согласно настоящему изобретению для удаления газообразных примесей, таких как СО2 и/или Н28, из содержащего примеси потока природного газа включает расширение потока газа, содержащего примеси, в расширителе для получения потока расширенного газа;
сжижение по крайней мере части примесей в потоке расширенного газа для формирования дисперсии обогащённой примесями жидкой фазы в обеднённой примесями газообразной фазе;
отделение по крайней мере части обогащенной примесями жидкой фазы от обеднённой примесями газообразной фазы в центробежном сепараторе, который состоит из большого количества параллельных каналов, установленных во вращающейся трубе параллельно оси вращения вращающейся трубы.
Необязательно обеднённый примесями поток газа рекомпрессируется в компрессоре. В случае, если расширитель является турбинным расширителем и компрессор является турбинным компрессором, турбинный расширитель и турбинный компрессор могут содержать роторы, установленные на общем валу.
Эти и другие особенности, преимущества и варианты осуществления способа по изобретению описаны более детально в формуле, примерах, реферате и последующем подробном описании предпочтительного варианта осуществления, в которых сделана ссылка на сопроводительные чертежи.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 изображён узел сепарации и охлаждения, содержащий два канальных центробежных сепаратора, соединённых последовательно для использования в способе согласно изобретению;
на фиг. 2 изображён в увеличенном масштабе один из канальных центробежных сепараторов фиг. 1; на фиг. 2А-2Э изображены различные формы каналов сепаратора фиг. 2.
Осуществление изобретения
Изобретение относится к эффективному использованию одного или более канальных центробежных сепараторов 2, 3 для отделения газообразных примесей, таких как СО2 и/или Н28, из потока природ
- 1 010664 ного газа, который содержит метан (СН4), этан, пропан, бутан и/или конденсаты, даже если должен быть очищен большой объём протекающего природного газа с содержанием большой доли примесей (25-75 вес.%).
На фиг. 1 в соответствии с настоящим изобретением изображён поток природного газа, содержащего примеси, охлаждаемого в турбинном расширителе 1, для получения потока расширенного газа, имеющего температуру и давление, при которых достигаются условия конденсации фаз, в содержании которых преобладают примесные компоненты, такие как СО2 и/или Н2§. Вместо турбинного расширителя могут использоваться некоторые другие типы расширителей для расширения потока природного газа, содержащего примеси, например сопло Лаваля, клапан или пористая заглушка.
Поток расширенного газа из расширителя 1 подаётся к сегментированному центробежному сепаратору 2. Время прохождения потока расширенного газа между выходом расширителя 1 и входом сепаратора 2 является таким, чтобы по крайней мере часть примесей была ожижена сочетанием нуклеации и коагуляции. Таким образом, дисперсия обогащённой примесями жидкой фазы в обеднённой примесями газообразной фазе формируется против направления потока в центробежном сепараторе 2. Время прохождения между расширителем и центробежным сепаратором предпочтительно находится в пределах от 0,5 до 5 с с целью предоставления достаточных возможностей для нуклеации обогащённой примесями фазы с последующей коагуляцией капель для формирования капель с диаметром микрометрического диапазона. Формирование дисперсии происходит, соответственно, в изолированном трубопроводе, соединяющем расширитель 1 с центробежным сепаратором 2.
В центробежном сепараторе 2 по крайней мере часть обогащённой примесями жидкой фазы отделяется от обеднённой примесями газообразной фазы. Таким образом, получаются очищенный от примесей поток природного газа (СН4) и поток сжиженных примесей (СО2 и/или Н2§).
В варианте осуществления, изображённом на фиг. 1, дополнительно примеси удаляются из потока очищенного природного газа во втором сегментированном центробежном сепараторе 3.
На фиг. 1, кроме того, показано, что каждый сегментированный центробежный сепаратор 2, 3 содержит вращающуюся трубу 4, 5. Трубы 4, 5 установлены на общем валу 6, который вращается вокруг центральной оси 7 вращения. Каждый центробежный сепаратор 2, 3 содержит внешнее выходное отверстие 8, 9 для сжиженных примесей и центральные выходные отверстия 10, 11 для очищенного природного газа. Выходные отверстия могут быть расположены возле нижнего конца потока и/или возле верхнего конца потока каждой вращающейся трубы 4, 5. На фиг. 1 изображён вариант осуществления, в котором выходные отверстия расположены возле нижнего конца потока каждой вращающейся трубы 4, 5.
Из центрального выходного отверстия 10 для очищенного природного газа первого центробежного сепаратора 2 поток частично очищенного природного газа с уменьшенным содержанием СО2 и/или Н2§ обычно подаётся через турбину 12 рекомпрессии, необязательно промежуточный охладитель (не показан) и турбинный расширитель 14 во входное отверстие второго центробежного сепаратора 3.
На фиг. 1 также изображена турбина 15 рекомпрессии, охладитель 16, соединённый с центральным выходным отверстием 11 для очищенного природного газа из второго центробежного сепаратора 3, и турбины 1, 12, 14 и 15 расширения и рекомпрессии, установленные на общем валу 17.
В штатном режиме работы вал 6 и трубы 4 и 5 первого и второго центробежных сепараторов 2 и 3 вращаются вокруг центральной оси 7 вращения обычно со скоростью вращения в пределах от 500 до 5000 об./мин, предпочтительно от 500 до 1500 об./мин. Данная скорость обычно составляет менее чем 10% скорости ультрацентрифуги. Вал 6 приводится во вращение электрическим или другим двигателем. Альтернативно, поток газа, подаваемый в центробежные сепараторы 2 и 3, может быть приведён во вращение посредством одной или многих, придающих вращение лопастей, так, чтобы вращающийся газ входил в центробежные вращающиеся сепараторы 2 и 3 и приводил сепараторы 2 и 3 во вращение вокруг центральной оси вращения 7 с необходимой скоростью вращения в пределах от 500 до 5000 об./мин.
На фиг. 2 и 2Α-2Ό более детально изображена конструкция первого центробежного сепаратора 2, которая идентична конструкции второго центробежного сепаратора 3.
На фиг. 2 схематически изображено кольцеобразное пространство 18, находящееся между центральным валом 6 и внутренней поверхностью вращающейся трубы 4. Это кольцеобразное пространство 18 заполнено множеством, по существу, параллельных оси сквозных осевых каналов 19, которые могут иметь различные формы и которые более детально изображены на фиг. 2Α-2Ό.
На фиг. 2Α-2Ό в увеличенном масштабе изображён заштрихованный сегмент Α-Ό фиг. 2 и изображены сквозные каналы 19Α-19Ό, которые могут иметь трубчатую, прямоугольную или гофрированную форму и которые расположены, по существу, коаксиально оси 7 вращения трубы 4. Сквозные каналы 19Α-19Ό эффективно разделяют осевую турбулентность потока, связанную с высокой пропускной способностью, и сохранённую радиальную ламинарность. Высота каналов 19Α-19Ό в радиальном направлении обычно находится между 0,5 и 5 мм в зависимости от режима потока. Сконденсированные, превратившиеся в капли отходы обычно занимают часть объёма каналов 19Α-19Ό в пределах 5-50% и направлены центробежной силой к внешним стенкам каналов, на которых формируется медленно стекающая плёнка, которая может быть собрана радиально от нижнего конца потока и верхнего конца потока вращающейся трубы 4 через выходное отверстие 8 для сжиженных примесей до тех пор, пока поток, по
- 2 010664 крайней мере, частично очищенного природного газа СН4 не будет выведен через центральное выходное отверстие 10 для газа центробежного сепаратора 1, изображённого на фиг. 1.
Затем согласно изобретению отделяются сжиженные примеси СО2 и/или Н2§ в первом центробежном сепараторе 2, поток очищенного обогащённого СН4 природного газа выводится через центральное выходное отверстие 10 для очищенного природного газа, дополнительно отделённого во втором центробежном сепараторе 3 способом, описанным со ссылкой на фиг. 1. Необязательно поток очищенного природного газа выводится через центральное выходное отверстие 11 второго центробежного сепаратора 3 и может быть дополнительно очищен (не показано) в небольшом количестве в аминовом очистителе; система избирательной абсорбции или мембранная система отделения, объединенная с дополнительными процессами глубокой очистки, служит для выработки потока очищенного природного газа, пригодного для распределения или сжижения на заводе сжиженного природного газа.
Альтернативно, для любого содержащего примеси потока природного газа возможно использование третьего и необязательно четвёртого центробежного сепаратора (не показан) для очистки потока такого природного газа, который имеет достаточно низкое содержание СО2 и/или Н2§.
Необязательно потоки сконденсированного СО2 и/или Н2§ выводятся через выходные отверстия 8 и 9 центробежных сепараторов 2 и 3, собираются и подогреваются (необязательно посредством объединения подогревателя и охладителя 16) для того, чтобы поток с повышенным давлением содержащего отходы газа и с большим содержанием снова сконцентрированного СО2 и/или Н2§ был пригоден для повторного возврата в закрытое пространство, например в резервуар с газодинамическим подшипником, сохраняя, таким образом, требуемое давление.
Очевидно, что сжиженные примеси в каналах 19А-19Э могут содержать небольшую долю природного газа (СН4). Дополнительно некоторое количество СО2 из потока очищенного природного газа неизбежно остаётся в центральном выходном отверстии 11.
Компьютерные расчёты показывают, что одноступенчатое устройство в виде центробежного сепаратора 2 согласно изобретению, изображённого на фиг 1 и 2, может очищать в пределах от 1 до 30 миллионов стандартных кубических метров в день природного газа, который содержит около 15-40 мас.% примесей, таких как СО2 и/или Н2§, после чего поток очищенного газа содержит остаток около 10 мас.% примесей.
Данные компьютерные расчёты показывают также, что подобный поток природного газа, содержащий около 40-60 мас.% примесей, может быть очищен с подобной степенью очистки посредством использования схемы, изображённой на фиг. 1, из двух центробежных сепараторов 2, 3; поток природного газа, который содержит 60-75% примесей согласно изобретению, может быть очищен с подобной степенью очистки посредством использования схемы из трёх центробежных сепараторов.
Компьютерные расчёты также показывают, что традиционный процесс очистки аминами позволяет достичь подобного уровня степени очистки при значительно более высоких производственных затратах, нежели с помощью центробежного сепараторного устройства настоящего изобретения.
Например, при очистке газа, содержащего примеси СО2 и/или Н2§ в пределах от 25 до 75 мас.% посредством аминовой технологии, предполагаемые энергозатраты непомерно высоки и находятся в пределах 45-200% от стоимости производимого объёма очищенного газа, тогда как предполагаемые энергозатраты центробежного сепараторного устройства настоящего изобретения более чем на порядок ниже величины стоимости производимого очищенного газа и составляют около 0,5-2%.
Ввиду того, что Н2§ имеет давление конденсации ниже, чем СО2, Н2§ может быть отделён из потока природного газа, содержащего примеси, более простым способом с использованием центробежного сепараторного устройства настоящего изобретения нежели СО2.
Неожиданно оказалось, что способ настоящего изобретения намного более энергоэффективен, чем традиционные способы отделения при аминовой обработке, в которых газообразные фазы с различными плотностями отделяются одна от другой.
Очевидно, что способ настоящего изобретения также может быть использован для удаления других примесей, кроме СО2 и Н2§, из потока природного газа. Такой другой примесью может быть вода, твёрдые вещества, такие как частицы пыли и песка, углеводороды, отличные от метана, например этан, пропан и бутан.
Примеры
Способ настоящего изобретения будет дополнительно представлен посредством последующих неограничивающих примеров.
В лабораторном эксперименте поток природного газа с расходом 60 м3/ч (80 кг/ч), содержащий 50 мас.% метана и 50 мас.% диоксида углерода, имеющий температуру 303 К и давление 150 бар, был расширен в расширителе с клапаном Джоуля-Томсона до температуры 226 К и давления 27 бар. Поток расширенного газа затем был подан по изолированному трубопроводу к центробежному сепаратору. Время прохождения по изолированному трубопроводу составило 1 с, и мелкие капли, обогащённые примесью сжиженной фазы диоксида углерода, сформировались в трубопроводе до того, как поток газа вошёл в сепаратор.
Центробежный сепаратор был установлен вертикально в герметичном корпусе. Высота составляла
- 3 010664
262 мм, диаметр - 130 мм. Вращающийся элемент приводился в действие от встроенного цилиндра длиной 250 мм и диаметром 82 мм из стали, выплавленной дуплекс-процессом. Для такой относительно низкой производительности достаточно одного кольца каналов во вращающемся элементе. Однако для высокой производительности сплошная цепь радиально расположенных каналов внутри вращающегося элемента будет больше и будет полностью использована в конструкции, основанной на последовательном завертывании тонких гофрированных стальных слоёв для того, чтобы намотанная вокруг оси канальная, подобная фильтру конструкция соответствовала размерам, подобным описанным в данном примере.
На поверхности и параллельно оси ряд щелевых каналов был отфрезерован каждый с размерами по высоте - 2 мм, ширине - 2 мм и межцентровым расстоянием между каналами - 5 мм. Полый цилиндр приводился во вращение от муфты, имеющей такую же длину вдоль оси, но с внутренним диаметром 83 мм и внешним диаметром 85 мм. Этот полый цилиндр был обёрнут термоусадочным способом вокруг канального цилиндра следующим способом: канальный материал был охлаждён до температуры 234 К и гильза была нагрета до температуры 573 К. Затем она была надета на канальный цилиндр и быстро охлаждена в ванне с водой до комнатной температуры.
Поток газа, содержащий капли, обогащённые жидкой фазой примеси диоксида углерода, был сформирован в изолированном трубопроводе и был подан через радиальный вход во входное отверстие корпуса и введён в сепаратор, который приводился во вращение посредством применения системы магнитного сцепления с электрическим двигателем. Частота вращения составляла 500 об./мин. Жидкая фаза, обогащённая примесями диоксида углерода, осела на стенках внутри каналов, параллельных оси. Капли, образованные таким способом, по размерам были по крайней мере на один порядок больше, чем те, которые были во входном отверстии для газа и затем были отнесены центробежными силами на стенки выходных каналов, в которых собранная жидкость была выведена из центрифуги в сосуд для сбора отходов. Утечка газа была предотвращена посредством использования водяного затвора в выходных отверстиях на концах вращающегося элемента, в начале и в конце потока. Оба выходных отверстия для жидкости собирают жидкие отходы в накопительный сосуд. Поэтому давление в выходном отверстии, находящемся в конце потока, обычно ниже, чем в выходном отверстии, находящемся в начале потока, обе выходные трубки не могут быть установлены в едином накопительном сосуде, так как это просто могло бы привести к рециркуляции жидкости. Предпочтительнее, чтобы выход жидкости из выходного отверстия с более высоким давлением осуществлялся через сифонную трубу, в которой превышение давления, по сравнению с более низким давлением в другом выходном отверстии, было бы использовано для повышения уровня столба жидкости в накопительном сосуде. Как отмечено, выпуск из выходного отверстия низкого давления осуществлялся прямо в накопительный сосуд.
Из центробежного сепаратора были получены поток отходов с расходом 34 кг/ч, содержащий 90 мас.% диоксида углерода и 10 мас.% метана, и поток очищенного природного газа с расходом 46 кг/ч, содержащий 67 мас.% метана и 33 мас.% диоксида углерода. Регенерация метана составила 95 мас.% от исходного количества метана во входящем потоке природного газа.

Claims (8)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ удаления газообразных примесей, таких как СО2 и/или Н2§, из содержащего примеси потока природного газа, который включает расширение содержащего примеси потока газа в расширителе для получения потока расширенного газа;
    сжижение по крайней мере части примесей из потока расширенного газа, формирование дисперсии, обогащённой примесями, жидкой фазы в обеднённой примесями газообразной фазе и отделение по крайней мере части обогащённой примесями жидкой фазы от обеднённой примесями газообразной фазы в центробежном сепараторе, который состоит из большого количества параллельных каналов, установленных внутри вращающейся трубы параллельно оси вращения вращающейся трубы.
  2. 2. Способ по п.1, в котором расширитель является турбинным расширителем.
  3. 3. Способ по п.1 или 2, в котором отделённая от примесей очищенная газообразная фаза снова сжата в компрессоре.
  4. 4. Способ по п.3, в котором компрессор является турбинным компрессором.
  5. 5. Способ по пп.2 и 4, в котором турбинный компрессор и турбинный расширитель содержат роторы, установленные на общем валу.
  6. 6. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором отделённую обеднённую примесями газообразную фазу выводят через центральное выходное отверстие для текущей среды в центробежном сепараторе и подают на второй центробежный сепаратор, который также содержит большое количество параллельных каналов, установленных внутри вращающейся трубы, по существу, параллельно оси вращения вращающейся трубы.
  7. 7. Способ по п.6, в котором центробежные сепараторы установлены на общем центральном валу.
  8. 8. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором любой центробежный сепаратор приводят
EA200701733A 2005-02-17 2006-02-15 Способ удаления газообразных примесей из потока природного газа EA010664B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP05101198 2005-02-17
PCT/EP2006/050940 WO2006087332A1 (en) 2005-02-17 2006-02-15 Method for removing contaminating gaseous components from a natural gas stream

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200701733A1 EA200701733A1 (ru) 2008-02-28
EA010664B1 true EA010664B1 (ru) 2008-10-30

Family

ID=34938753

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200701733A EA010664B1 (ru) 2005-02-17 2006-02-15 Способ удаления газообразных примесей из потока природного газа

Country Status (10)

Country Link
US (1) US7550032B2 (ru)
EP (1) EP1848523B2 (ru)
CN (1) CN100553742C (ru)
AU (1) AU2006215631B2 (ru)
CA (1) CA2598142C (ru)
EA (1) EA010664B1 (ru)
MY (1) MY141305A (ru)
NO (1) NO20074700L (ru)
TW (1) TW200709842A (ru)
WO (1) WO2006087332A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2494819C1 (ru) * 2009-07-10 2013-10-10 Альфа Лаваль Корпорейт Аб Газоочистной сепаратор

Families Citing this family (44)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2456375A1 (en) * 2004-01-27 2005-07-27 Alberta Research Council, Inc. Method and apparatus for separating particles from a gas stream
EP1848523B2 (en) 2005-02-17 2013-05-01 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method for removing contaminating gaseous components from a natural gas stream
NL2000016C2 (nl) * 2006-02-23 2007-08-24 Romico Hold A V V Inrichting en werkwijze voor het in fracties scheiden van een stromend mediummengsel.
SG174767A1 (en) 2006-09-11 2011-10-28 Exxonmobil Upstream Res Co Transporting and managing liquefied natural gas
NL2000665C2 (nl) * 2007-05-29 2008-12-02 Romico Hold A V V Werkwijze en inrichting voor het separeren van CO2 uit een rook-of synthesegasmengsel van fossiel en biomassa gestookte processen.
TW200912228A (en) * 2007-06-27 2009-03-16 Twister Bv Method and system for removing H2S from a natural gas stream
US20110083558A1 (en) * 2008-01-30 2011-04-14 Rick Van Der Vaart Apparatus for the separation of gas and solid and/or liquid contaminants
US9243842B2 (en) * 2008-02-15 2016-01-26 Black & Veatch Corporation Combined synthesis gas separation and LNG production method and system
US20110192190A1 (en) * 2008-09-23 2011-08-11 Diki Andrian Process for removing gaseous contaminants from a feed gas stream comprising methane and gaseous contaminants
WO2010079177A2 (en) 2009-01-08 2010-07-15 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process and apparatus for removing gaseous contaminants from gas stream comprising gaseous contaminants
NL2002691C2 (en) * 2009-03-31 2010-10-04 Romico Hold A V V Method for separating a medium mixture into fractions.
EA020701B1 (ru) 2009-04-29 2015-01-30 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Сепарационное устройство для удаления жидкости из смеси, содержащей газ и жидкость
EP2255863A1 (en) 2009-05-26 2010-12-01 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removing gaseous contaminants from a liquid phase containing feed stream
EP2255864A1 (en) 2009-05-26 2010-12-01 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removing gaseous contaminants from a feed stream
NO330124B1 (no) 2009-06-11 2011-02-21 Ntnu Tech Transfer As En separator for en gass/væske strøm
WO2011054803A1 (en) 2009-11-03 2011-05-12 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Centrifugal separation of condensed co2 from a flue gas
CA2789981A1 (en) 2010-03-02 2011-09-09 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for producing a contaminant-depleted hydrocarbon gas stream with improved hydrocarbon recovery
NL2004559C2 (en) * 2010-04-15 2011-10-18 Coalessense B V Device and method for coalescing droplets dispersed in a flowing mixture.
WO2011153148A1 (en) 2010-06-01 2011-12-08 Shell Oil Company Separation of oxygen containing gases
WO2011153147A1 (en) 2010-06-01 2011-12-08 Shell Oil Company Separation of helium and hydrogen in industrial gases
WO2011153146A1 (en) 2010-06-01 2011-12-08 Shell Oil Company Separation of gases produced by combustion
CN102985165A (zh) 2010-06-01 2013-03-20 国际壳牌研究有限公司 低排放发电厂
CN102008862B (zh) * 2010-09-20 2012-10-10 上海安赐机械设备有限公司 一种双氧水生产过程中尾气芳烃的回收方法
EP2439255A1 (en) 2010-10-05 2012-04-11 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and system for producing a contaminant-depleted gas stream
TWI398293B (zh) * 2010-11-08 2013-06-11 Orient Service Co Ltd Cyclone Oxygen Combustion Unit for Treatment of Emissions from Semiconductor Processes
EP2463008A1 (en) 2010-12-10 2012-06-13 NTNU Technology Transfer AS A separator for separating a fluid flow of gas with a dispersed phase
US20130125580A1 (en) * 2011-11-22 2013-05-23 General Electric Company Expander and method for co2 separation
US20130283852A1 (en) * 2012-04-26 2013-10-31 General Electric Company Method and systems for co2 separation
CN102900640A (zh) * 2012-10-22 2013-01-30 成都昊特新能源技术有限公司 利用天然气输送管道压差能发电的装置
EP2735352A1 (en) 2012-11-23 2014-05-28 Alfa Laval Corporate AB A centrifugal separator
EP2735351B1 (en) 2012-11-23 2014-12-31 Alfa Laval Corporate AB Centrifugal separator for separating particles from a gas stream
US9649591B2 (en) 2014-01-31 2017-05-16 Larry Lien Method and system for producing pipeline quality natural gas
CN103816722B (zh) * 2014-03-10 2015-12-30 南京工业大学 应用于mvr系统的超重力除雾器
NL2012500B1 (en) * 2014-03-25 2016-01-19 Romico Hold A V V Device and method for separating a flowing medium mixture into fractions with differing mass density.
WO2015188266A1 (en) 2014-06-10 2015-12-17 Vmac Global Technology Inc. Methods and apparatus for simultaneously cooling and separating a mixture of hot gas and liquid
US9102886B1 (en) 2015-03-26 2015-08-11 Tex-OK-Kan Oilfield Services, LLC Mixer for removing impurities from gases and liquids
WO2018236921A1 (en) 2017-06-20 2018-12-27 Cummins Filtration Ip, Inc. CENTRIFUGAL SEPARATOR WITH AXIAL FLOW
BR112019028147A2 (pt) * 2017-06-29 2020-07-07 Borealis Ag método para reduzir o arraste de polímero na fase líquida pobre em polímero em um separador, processo para a produção de um polímero e uso
US11202987B2 (en) * 2018-10-18 2021-12-21 Honeywell International Inc. Multi-stage compression and component removal
EP3990150A4 (en) * 2019-06-25 2024-01-31 Petroliam Nasional Berhad (Petronas) LNG PROCESSING SYSTEM AND METHOD
US11292600B2 (en) 2019-08-26 2022-04-05 Honeywell International Inc. Aircraft cabin contaminant removal using liquid sorbent
CN113144813B (zh) * 2021-05-11 2022-09-30 北京金厚生环保仪器有限公司 一种微免吸附冷凝器
CN114053816A (zh) * 2021-11-26 2022-02-18 江苏永诚装备科技有限公司 一种离心多级式天然气分离器
US11635255B1 (en) * 2022-04-08 2023-04-25 Axip Energy Services, Lp Liquid or supercritical carbon dioxide capture from exhaust gas

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3775988A (en) * 1969-05-23 1973-12-04 L Fekete Condensate withdrawal from vortex tube in gas liquification circuit
DE2850019A1 (de) * 1978-11-17 1980-05-29 Orszagos Koolaj Gazipari Verfahren und einrichtung zum abscheiden von kondensierten und/oder kondensierbaren komponenten aus einem rohgasgemisch
US4257794A (en) * 1979-07-20 1981-03-24 Shirokov Vasily I Method of and apparatus for separating a gaseous hydrocarbon mixture
EP0286160A1 (en) * 1987-03-25 1988-10-12 B B Romico Beheer B.V. Rotational particle separator
US5483801A (en) * 1992-02-17 1996-01-16 Ezarc Pty., Ltd. Process for extracting vapor from a gas stream
DE19621908A1 (de) * 1996-05-31 1997-12-04 Filtan Gmbh Verfahren und Vorrichtung zur Trocknung von Gas, insbesondere Erdgas
EP1017465A1 (en) * 1997-07-02 2000-07-12 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Removing a gaseous component from a fluid

Family Cites Families (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2900797A (en) † 1956-05-25 1959-08-25 Kurata Fred Separation of normally gaseous acidic components and methane
NL261940A (ru) † 1960-03-09 1900-01-01
CH553591A (de) † 1973-06-19 1974-09-13 Spengler Max Verfahren und vorrichtung zum reinigen von unter druck stehenden heissen abgasen aus einer feuerungsanlage.
NL7607039A (nl) 1976-06-28 1977-12-30 Ultra Centrifuge Nederland Nv Centrifuge voor het afscheiden van helium uit aardgas.
US4087261A (en) † 1976-08-30 1978-05-02 Biphase Engines, Inc. Multi-phase separator
IL54980A (en) 1978-06-22 1981-02-27 Uriel Rekant Centrifuge
NO142804C (no) 1978-11-15 1980-10-22 Erling Wedege Sentrifuge for separering av gassblandinger.
US4626237A (en) 1984-12-10 1986-12-02 Exxon Production Research Co. Method and apparatus for separating the components of a wellstream
US5565180A (en) 1987-03-02 1996-10-15 Turbotak Inc. Method of treating gases
US5133190A (en) 1991-01-25 1992-07-28 Abdelmalek Fawzy T Method and apparatus for flue gas cleaning by separation and liquefaction of sulfur dioxide and carbon dioxide
US5221300A (en) 1991-09-09 1993-06-22 U.S. Philips Corp. Dust separator and filter suitable for use in such a dust separator
NL9300651A (nl) 1993-04-16 1994-11-16 Romico Hold A V V Roterende deeltjesscheider met onevenwijdige scheidingskanalen, en een scheidingseenheid.
NL1003157C2 (nl) 1996-05-17 1997-11-18 Romico Hold A V V Roterende deeltjesscheider met hoge afscheidingsgraad.
US5902224A (en) 1997-03-14 1999-05-11 Fuge Systems, Inc. Mass-mass cell gas centrifuge
US6592654B2 (en) † 2001-06-25 2003-07-15 Cryogenic Group Inc. Liquid extraction and separation method for treating fluids utilizing flow swirl
NL1026299C1 (nl) † 2004-06-01 2005-12-05 Romico Hold A V V Inrichting en werkwijze voor het in fracties separeren van een stromend mediummengsel.
EP1848523B2 (en) 2005-02-17 2013-05-01 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method for removing contaminating gaseous components from a natural gas stream

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3775988A (en) * 1969-05-23 1973-12-04 L Fekete Condensate withdrawal from vortex tube in gas liquification circuit
DE2850019A1 (de) * 1978-11-17 1980-05-29 Orszagos Koolaj Gazipari Verfahren und einrichtung zum abscheiden von kondensierten und/oder kondensierbaren komponenten aus einem rohgasgemisch
US4257794A (en) * 1979-07-20 1981-03-24 Shirokov Vasily I Method of and apparatus for separating a gaseous hydrocarbon mixture
EP0286160A1 (en) * 1987-03-25 1988-10-12 B B Romico Beheer B.V. Rotational particle separator
US5483801A (en) * 1992-02-17 1996-01-16 Ezarc Pty., Ltd. Process for extracting vapor from a gas stream
DE19621908A1 (de) * 1996-05-31 1997-12-04 Filtan Gmbh Verfahren und Vorrichtung zur Trocknung von Gas, insbesondere Erdgas
EP1017465A1 (en) * 1997-07-02 2000-07-12 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Removing a gaseous component from a fluid

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2494819C1 (ru) * 2009-07-10 2013-10-10 Альфа Лаваль Корпорейт Аб Газоочистной сепаратор

Also Published As

Publication number Publication date
US20060225386A1 (en) 2006-10-12
CN100553742C (zh) 2009-10-28
AU2006215631A1 (en) 2006-08-24
EP1848523B2 (en) 2013-05-01
NO20074700L (no) 2007-09-14
CA2598142A1 (en) 2006-08-24
EP1848523A1 (en) 2007-10-31
WO2006087332A1 (en) 2006-08-24
MY141305A (en) 2010-04-16
WO2006087332A9 (en) 2006-11-23
US7550032B2 (en) 2009-06-23
EA200701733A1 (ru) 2008-02-28
AU2006215631B2 (en) 2009-03-12
CN101119788A (zh) 2008-02-06
CA2598142C (en) 2013-07-02
EP1848523B1 (en) 2010-05-05
TW200709842A (en) 2007-03-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA010664B1 (ru) Способ удаления газообразных примесей из потока природного газа
RU2462295C2 (ru) Способ и система удаления h2s из потока природного газа
US10486100B1 (en) Coalescer for co-current contactors
US6128919A (en) Process for separating natural gas and carbon dioxide
AU2009203675B2 (en) A process for the purification of an hydrocarbon gas stream by freezing out and separating the solidified acidic contaminants
US10717039B2 (en) Inner surface features for co-current contractors
EP2255864A1 (en) Process for removing gaseous contaminants from a feed stream
CA2686992A1 (en) Method and device for removing contaminants from a contaminated gas stream
EA020701B1 (ru) Сепарационное устройство для удаления жидкости из смеси, содержащей газ и жидкость
EA014650B1 (ru) Способ получения природного газа, очищенного от соединений серы
RU2466086C2 (ru) Способ получения ксенонового концентрата из природного горючего газа, продуктов его переработки, включая техногенные отходящие газы, и устройство для его реализации (варианты)
AU2013330240B2 (en) Separating carbon dioxide from natural gas liquids
EA038289B1 (ru) Ротационное абсорберное устройство и способ мокрой очистки газа от абсорбата
US20100005721A1 (en) Process for the removal of acidic contaminants from a natural gas stream
WO2009144277A2 (en) Process for producing purified hydrocarbon gas
WO2012092980A1 (en) Process for removing acid gas from natural gas
CN115678628A (zh) 二氧化碳驱油伴生气液二氧化碳回收装置、系统及方法
WO2011102747A1 (en) Method of xenon concentrate extraction from natural combustible gas, products of its processing, including anthropogenic off gases and the device for its realization (variants)
Jasim et al. A Review of the Natural Gas Purification from Acid Gases by Membrane
US20120324941A1 (en) Process for producing a contaminant-depleted hydrocarbon gas stream with improved hydrocarbon recovery
WO2008153379A1 (en) Method and device for separating co2 from a flue gas or synthesis gas mixture from fossil and biomass-fuelled processes
RU2801681C1 (ru) Способ выделения из природного газа целевых фракций (варианты)
EP2540371A1 (en) Method of removing aromatic hydrocarbons from a feed gas stream being rich in aliphatic hydrocarbons

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AZ

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): KZ RU