EA012227B1 - Process and apparatus for removal of sour species from a natural gas stream - Google Patents

Process and apparatus for removal of sour species from a natural gas stream Download PDF

Info

Publication number
EA012227B1
EA012227B1 EA200800827A EA200800827A EA012227B1 EA 012227 B1 EA012227 B1 EA 012227B1 EA 200800827 A EA200800827 A EA 200800827A EA 200800827 A EA200800827 A EA 200800827A EA 012227 B1 EA012227 B1 EA 012227B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
zone
gas
acidic substances
liquid
natural gas
Prior art date
Application number
EA200800827A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
EA200800827A1 (en
Inventor
Аллан Харт
Роберт Амин
Original Assignee
Кул Энерджи Лимитед
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=37864568&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=EA012227(B1) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Priority claimed from AU2005905089A external-priority patent/AU2005905089A0/en
Application filed by Кул Энерджи Лимитед filed Critical Кул Энерджи Лимитед
Publication of EA200800827A1 publication Critical patent/EA200800827A1/en
Publication of EA012227B1 publication Critical patent/EA012227B1/en

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • 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
    • 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
    • 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
    • B01D53/14—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 absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1462—Removing mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
    • 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
    • B01D53/14—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 absorption
    • B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0242—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 3 carbon atoms or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0266—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/306—Organic sulfur compounds, e.g. mercaptans
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/308—Carbonoxysulfide COS
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/60—Heavy metals or heavy metal compounds
    • B01D2257/602—Mercury or mercury compounds
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/02—Processes or apparatus using separation by rectification in a single pressure main column system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/90—Details relating to column internals, e.g. structured packing, gas or liquid distribution
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • F25J2205/04—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum in the feed line, i.e. upstream of the fractionation step
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/20—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using solidification of components
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/50—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using absorption, i.e. with selective solvents or lean oil, heavier CnHm and including generally a regeneration step for the solvent or lean oil
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/02—Expansion of a process fluid in a work-extracting turbine (i.e. isentropic expansion), e.g. of the feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/40—Expansion without extracting work, i.e. isenthalpic throttling, e.g. JT valve, regulating valve or venturi, or isentropic nozzle, e.g. Laval
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/12—External refrigeration with liquid vaporising loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/60—Closed external refrigeration cycle with single component refrigerant [SCR], e.g. C1-, C2- or C3-hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/66—Closed external refrigeration cycle with multi component refrigerant [MCR], e.g. mixture of hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/40—Vertical layout or arrangement of cold equipments within in the cold box, e.g. columns, condensers, heat exchangers etc.
    • 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

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

A process for removal of sour species from a dehydrated natural gas feed stream is provided. The dehydrated natural gas feed stream is cooled to conditions where a slurry of solid sour species and hydrocarbon liquids is formed together with a gaseous stream containing gaseous sour species. The gaseous stream containing gaseous sour species is then separated from the slurry and treated with a liquid solvent, thereby forming a liquid solution of the sour species and a dehydrated sweetened natural gas product stream. An apparatus for removing sour species from a dehydrated natural gas feed stream is also provided. The apparatus has a vessel with a solids formation zone in fluid communication with a gas solvation zone. The solids formation zone is configured to facilitate formation of a slurry of solid sour species and hydrocarbon liquids and a gaseous stream containing gaseous sour species. The gas solvation zone is configured to facilitate formation of a liquid solution of sour species. The apparatus has an inlet for introducing the dehydrated natural gas feed stream to the solids formation zone, a conduit configured to direct the gaseous stream from the solids formation zone to the gas solvation zone, and an inlet for introducing liquid solvent into the gas solvation zone.

Description

Настоящее изобретение относится к способу и устройству для удаления кислых веществ из потока природного газа. В частности, настоящее изобретение относится к способу удаления кислых веществ в жидкой фазе из потока дегидратированного природного газа.The present invention relates to a method and apparatus for removing acidic substances from a natural gas stream. In particular, the present invention relates to a method for removing acidic substances in the liquid phase from a stream of dehydrated natural gas.

Настоящее изобретение также относится к способу извлечения жидкого диоксида углерода из потока природного газа.The present invention also relates to a method for extracting liquid carbon dioxide from a natural gas stream.

Технический уровень настоящего изобретенияThe technical level of the present invention

Природный газ из производственных резервуаров или из хранилищ обычно содержит воду, а также другие вещества, которые образуют твердые вещества в условиях низких температур, при которых проводятся некоторые операции способа.Natural gas from production tanks or from storage facilities usually contains water, as well as other substances that form solids at low temperatures, at which certain operations of the process are carried out.

Образование твердых веществ в трубопроводах, на поверхности теплообменников и/или емкостей для сжижения и хранения является нежелательным, так как накопление таких твердых веществ в конце концов приводит к уменьшенной эффективности работы установок и хранилищ, к повреждениям и к увеличению времени простоя оборудования для его обслуживания и ремонта.The formation of solids in pipelines, on the surface of heat exchangers and / or containers for liquefaction and storage is undesirable, since the accumulation of such solids ultimately leads to reduced plant and storage efficiency, damage and increased equipment downtime for its maintenance and repair.

Кроме того, некоторые вещества, в частности диоксид углерода (СО2), сероводород (Н2§), меркаптаны и ртуть, которые также здесь называются «кислыми» веществами, увеличивают коррозию внутри газопроводов. Кроме того, в некоторых юрисдикциях может быть необходимо подчиняться законодательным или коммерческим требованиям в отношении минимальных концентраций кислых веществ в потоке продуктов из природного газа.In addition, some substances, in particular carbon dioxide (CO 2 ), hydrogen sulfide (H 2 §), mercaptans and mercury, which are also called “acidic” substances, increase the corrosion inside the gas pipelines. In addition, in some jurisdictions it may be necessary to comply with legal or commercial requirements for minimum concentrations of acidic substances in the product stream from natural gas.

Были разработаны несколько методов сорбции для дегидратации исходного подаваемого газа из устья скважины или из резервуара для хранения, и последующей обработки потока дегратированного газа для удаления или уменьшения содержания в нем кислых веществ. Наиболее широко применяемые методы базируются на использовании различных типов молекулярных сит и на системах физической и химической абсорбции. Обычно признается, что эти методы, хотя они и эффективны, являются сложными и дорогими для их проведения, особенно в отношении установок с большим объемом производства продукта, и часто встречаются проблемы при использовании этих методов.Several sorption methods have been developed to dehydrate the source feed gas from the wellhead or storage tank, and then process the degraded gas stream to remove or reduce the content of acidic substances in it. The most widely used methods are based on the use of various types of molecular sieves and on systems of physical and chemical absorption. It is generally recognized that these methods, while effective, are complex and expensive to carry out, especially for installations with a high production volume of the product, and problems are often encountered when using these methods.

В самое последнее время стали уделять значительное внимание методам отделения воды или кислых веществ от потока природного газа посредством намеренного отверждения воды как гидратов, и/или кислых веществ как замораживаемых твердых веществ.Most recently, considerable attention has been paid to methods of separating water or acidic substances from a natural gas stream through the intentional solidification of water as hydrates, and / or acidic substances as frozen solids.

Свойство диоксида углерода образовывать твердые вещества и его низкая растворимость в паровой фазе при низких температурах является основой для процесса разделения, описанного в патенте США 5819555. Охлажденный исходный подаваемый поток природного газа поступает в разделительную емкость, в которой предусмотрены средства для проведения процесса получения и отделения твердого диоксида углерода. Диоксид углерода удаляется из емкости как поток жидкости, обогащенный диоксидом углерода, а очищенные холодные пары удаляются из разделительной емкости как поток продукта.The carbon dioxide property to form solids and its low vapor phase solubility at low temperatures is the basis for the separation process described in US Pat. No. 5,819,555. The cooled feed gas feed stream enters the separation tank, which provides means for carrying out the process of obtaining and separating the solid carbon dioxide. Carbon dioxide is removed from the tank as a stream of liquid enriched in carbon dioxide, and purified cold vapors are removed from the separation tank as a stream of product.

Международная публикация № АО 03/062725 описывает способ удаления замораживаемых веществ, таких как диоксид углерода, вода и тяжелые углеводороды, из исходного подаваемого потока природного газа во время сжижения для получения жидкого природного газа (ЖПГ). Замораживаемые вещества удаляются в виде суспензии замораживаемых веществ в ЖПГ.International Publication Number AO 03/062725 describes a method for removing frozen substances, such as carbon dioxide, water and heavy hydrocarbons, from the original feed of natural gas during liquefaction to produce liquid natural gas (LPG). The frozen substances are removed in the form of a suspension of frozen substances in the GPG.

Процесс, описанный в международной публикации № АО 2004/070297, представляется как усовершенствование способа и устройства, рассмотренного в международной публикации № АО 03/062725. Исходный поток природного газа охлаждается в первой емкости до первой рабочей температуры, при которой образуются гидраты, и полученный поток дегидратированного газа затем охлаждается во второй емкости до второй рабочей температуры, при которой образуются твердые кислые вещества или при которой кислые вещества растворяются в жидкости. Поток дегидратированного раскисленного газа удаляется из второй емкости.The process described in the international publication number AO 2004/070297, is presented as an improvement of the method and device, considered in the international publication number AO 03/062725. The natural gas feed stream is cooled in the first tank to the first operating temperature at which hydrates are formed, and the resulting dehydrated gas stream is then cooled in the second tank to the second operating temperature at which solid acidic substances are formed or at which acidic substances dissolve in the liquid. The stream of dehydrated deoxidized gas is removed from the second tank.

На практике способ, описанный в АО 2004/070297, включает распыляющее охлаждение дегидратированного газа во второй емкости сильно охлажденной жидкостью, включающей конденсат дегидратированного газа, содержащий кислые вещества и полученный в первой емкости, для проведения усиленного охлаждения во второй емкости. Однако нежелательный побочный эффект использования указанной сильно охлажденной жидкости состоит в том, что более тяжелые углеводороды, содержащиеся в жидкости, удаляются вместе с кислыми веществами, что делает достижение извлечения углеводородов трудным или дорогим.In practice, the method described in AO 2004/070297 includes spray cooling of the dehydrated gas in the second tank with a highly cooled liquid, including condensate of the dehydrated gas containing acidic substances and obtained in the first tank, to conduct enhanced cooling in the second tank. However, an undesirable side effect of using this highly cooled liquid is that the heavier hydrocarbons contained in the liquid are removed along with the acidic substances, which makes attaining the recovery of hydrocarbons difficult or expensive.

Настоящее изобретение направлено на преодоление по меньшей мере некоторых из вышеупомянутых недостатков.The present invention aims to overcome at least some of the aforementioned disadvantages.

Следует понять, что хотя здесь и используются ссылки на известный уровень техники и на публикации, эти ссылки не являются допущением, что любая из них является частью общеизвестных знаний в этой области техники в Австралии или в любой другой стране.It should be understood that although references to prior art and publications are used here, these references are not an assumption that any of them is part of well-known knowledge in this field of technology in Australia or in any other country.

Сущность изобретенияSummary of Invention

Было показано, что поток дегидратированного природного газа может быть раскислен отверждением кислых веществ, содержащихся в нем. Однако при любой фиксированной температуре твердые кислые вещества имеют характерное для них фиксированное давление паров, и таким образом кислые вещеIt has been shown that the dehydrated natural gas stream can be deoxidized by curing the acidic substances contained in it. However, at any fixed temperature, solid acidic substances have a characteristic fixed vapor pressure, and thus acidic substances.

- 1 012227 ства будут также присутствовать и в паровой фазе. Настоящее изобретение основано на реализации того, что возможно последовательно и избирательно отделять твердую, жидкую и газообразную фракции загрязняющих кислых веществ от исходного потока дегидратированного природного газа, тем самым повышая удаление кислых веществ из потока продукта в виде дегратированного природного газа.- 1 012227 sts will also be present in the vapor phase. The present invention is based on the realization that it is possible to sequentially and selectively separate the solid, liquid and gaseous fractions of contaminating acidic substances from the dehydrated natural gas feed stream, thereby increasing the removal of acidic substances from the product stream in the form of degraded natural gas.

Таким образом, настоящее изобретение предлагает способ удаления кислых веществ из исходного подаваемого потока дегидратированного природного газа, включающий стадии:Thus, the present invention provides a method for removing acidic substances from an initial dehydrated natural gas feed stream, comprising the steps of:

a) охлаждения подаваемого потока дегидратированного природного газа и формирования суспензии из твердых кислых веществ и углеводородных жидкостей и газового потока, содержащего газообразные кислые вещества;a) cooling the dehydrated natural gas feed stream and forming a slurry of solid acidic substances and hydrocarbon liquids and a gas stream containing gaseous acidic substances;

b) разделения газового потока, содержащего газообразные кислые вещества, и суспензии;b) separating the gas stream containing gaseous acidic substances and suspensions;

c) обработки газового потока, содержащего газообразные кислые вещества, жидким растворителем и образования дегидратированного раскисленного газового потока и жидкого раствора кислых веществ.c) treating a gas stream containing gaseous acidic substances with a liquid solvent and forming a dehydrated deoxidized gas stream and a liquid solution of acidic substances.

Термин «подаваемый поток дегидратированного газа», используемый здесь, относится к потоку природного газа, который подвергся процессу дегидратации. Обычно подаваемый поток дегидратированного газа имеет содержание воды менее 50 ррт и предпочтительно менее 7 ррт. Любой подходящий процесс может быть использован для дегидратации потока природного газа. Типовые примеры подходящих процессов дегидратации, но не только, обработку потока природного газа молекулярными ситами или дегидратацию с использованием гликоля или метанола. Альтернативно, поток природного газа может быть дегидратирован посредством образования метангидратов; например, посредством использования способа дегидратации, как описано в \УО 2004/070297.The term "dehydrated gas feed stream" as used herein refers to a stream of natural gas that has undergone a dehydration process. Typically, the dehydrated gas feed stream has a water content of less than 50 ppm and preferably less than 7 ppm. Any suitable process can be used to dehydrate the natural gas stream. Typical examples of suitable dehydration processes, but not only, the treatment of a natural gas stream with molecular sieves or dehydration using glycol or methanol. Alternatively, the natural gas stream can be dehydrated through the formation of methane hydrates; for example, by using the dehydration method, as described in WQ 2004/070297.

Термин «дегидратированный раскисленный газовый поток, используемый здесь, относится к подаваемому потоку дегидратированного газа, из которого были в значительной степени удалены кислые вещества.The term “dehydrated deoxidized gas stream used herein refers to a dehydrated gas feed stream from which acidic substances have been largely removed.

Обычно кислые вещества включают в себя, но не только, любое одно вещество из смеси или смесь любых двух или больше таких веществ, как СО2, Н28, меркаптаны, СО8, С82, ароматические углеводороды и ртуть.Typically, acidic substances include, but not limited to, any one substance from a mixture or a mixture of any two or more substances such as CO 2 , H 2 8, mercaptans, CO8, C8 2 , aromatic hydrocarbons and mercury.

В одном воплощении изобретения стадия охлаждения подаваемого потока дегидратированного природного газа включает адиабатическое расширение потока дегидратированного природного газа. Обычно стадия охлаждения доводится до условий температуры и давления, при которых кислые вещества становятся твердыми и образуются жидкие углеводороды.In one embodiment of the invention, the step of cooling the dehydrated natural gas feed stream comprises adiabatic expansion of the dehydrated natural gas stream. Usually the cooling stage is brought to the conditions of temperature and pressure at which acidic substances become solid and liquid hydrocarbons are formed.

В другом воплощении изобретения стадия отделения твердых кислых веществ и жидких углеводородов от газового потока, содержащего газообразные кислые вещества, проводится под воздействием силы тяжести, центробежной силы или другими подходящими методами, известными в этой области техники.In another embodiment of the invention, the step of separating solid acidic substances and liquid hydrocarbons from a gas stream containing gaseous acidic substances is carried out under the influence of gravity, centrifugal force or other suitable methods known in the art.

В одном воплощении изобретения способ также включает операцию удаления твердых кислых веществ из суспензии. В некоторых воплощениях операция удаления твердых кислых веществ включает нагревание суспензии и расплавление твердых кислых веществ, в результате чего образуется жидкость, обогащенная кислыми веществами. Обычно суспензия нагревается до температуры, которая немного выше точки плавления твердых кислых веществ. В одном воплощении изобретения стадия нагревания суспензии включает добавление теплой жидкости к суспензии. В альтернативном воплощении стадия нагревания суспензии включает погружение нагревателя в суспензию. Жидкость, обогащенная кислыми веществами, затем может быть направлена в другие части установки.In one embodiment of the invention, the method also comprises the step of removing solid acidic substances from the suspension. In some embodiments, the operation of removing solid acidic substances involves heating the suspension and melting the solid acidic substances, as a result of which a liquid enriched with acidic substances is formed. Typically, the suspension is heated to a temperature that is slightly above the melting point of solid acidic substances. In one embodiment of the invention, the step of heating the slurry involves adding a warm liquid to the slurry. In an alternative embodiment, the step of heating the slurry involves immersing the heater in the slurry. Liquid enriched with acidic substances can then be sent to other parts of the installation.

В одном воплощении изобретения стадия обработки газового потока, содержащего газообразные кислые вещества, жидким растворителем включает контактирование газового потока, содержащего газообразные кислые вещества, с жидким растворителем. Обычно жидким растворителем является такой, в котором более растворимы газообразные кислые вещества при рабочих условиях, чем в потоке природного газа. Подходящие примеры жидких растворителей включают, но не только, СПГ [сжиженные природные газы] конденсат, включающий смесь С2, компонентов сжиженного нефтяного газа, компонентов С3 и С4 и С5+ углеводородов, или другие растворители, включая метанол, этанол, диметилсульфоксид, ионные жидкости, включающие имидазол, четвертичный аммоний, пирролидин, пиридин или тетраалкилфосфоний.In one embodiment of the invention, the step of treating a gas stream containing gaseous acidic substances with a liquid solvent comprises contacting the gas stream containing gaseous acidic substances with a liquid solvent. Typically, a liquid solvent is one in which gaseous acidic substances are more soluble under operating conditions than in a stream of natural gas. Suitable examples of liquid solvents include, but not limited to, LNG [liquefied natural gases] condensate, including a mixture of C2, components of liquefied petroleum gas, components C3 and C4 and C5 + hydrocarbons, or other solvents, including methanol, ethanol, dimethyl sulfoxide, ionic liquids, including imidazole, quaternary ammonium, pyrrolidine, pyridine or tetraalkylphosphonium.

В некоторых воплощениях изобретения стадия контактирования газового потока, содержащего газообразные кислые вещества, с жидким растворителем включает смешивание газового потока и жидкого растворителя.In some embodiments of the invention, the step of contacting a gas stream containing gaseous acidic substances with a liquid solvent comprises mixing the gas stream and the liquid solvent.

В некоторых воплощениях способ также включает стадию отделения кислых веществ от жидкого раствора кислых веществ. Обычно жидкий раствор кислых веществ подвергается процессу удаления для отделения кислых веществ от жидкого раствора.In some embodiments, the method also includes the step of separating the acidic substances from the liquid solution of the acidic substances. Typically, a liquid solution of acidic substances is subjected to a removal process to separate the acidic substances from the liquid solution.

Во втором аспекте настоящего изобретения предлагается устройство для удаления кислых веществ из потока дегидратированного природного газа, включающий емкость с зоной образования твердых веществ в текучем сообщении с зоной сольватации газа, при этом зона образования твердых веществ имеет конфигурацию, облегчающую образование суспензии твердых кислых веществ и жидких углеводородов, и газового потока, содержащего газообразные кислыеIn the second aspect of the present invention, there is provided a device for removing acidic substances from a dehydrated natural gas stream, including a tank with a zone of formation of solids in fluid communication with a zone of gas solvation, while the zone of formation of solids has a configuration that facilitates the formation of a suspension of solid acidic substances and liquid hydrocarbons and gas stream containing gaseous acidic

- 2 012227 вещества, и зона сольватации газа имеет конфигурацию, облегчающую образование жидкого раствора кислых веществ;- 2,012,227 substances, and the zone of gas solvation has a configuration that facilitates the formation of a liquid solution of acidic substances;

вход для ввода подаваемого потока дегидратированного природного газа в зону образования твердых веществ;an inlet for inputting a dehydrated natural gas feed stream to the solid formation zone;

устройство для связи потоков, имеющее конфигурацию для направления газового потока, содержащего газообразные кислые вещества, из зоны образования твердых веществ в зону газовой сольватации;device for the connection of flows, having a configuration for directing a gas stream containing gaseous acidic substances from the zone of formation of solids to the zone of gas solvation;

вход для ввода жидкого растворителя в зону газовой сольватации;the entrance to the input of the liquid solvent in the zone of gas solvation;

первый выход для удаления жидкого раствора кислых веществ из зоны газовой сольватации и второй выход для удаления дегидратированного раскисленного газового потока из зоны газовой сольватации.the first exit to remove the liquid solution of acidic substances from the gas solvation zone and the second exit to remove the dehydrated deoxidized gas stream from the gas solvation zone.

Термин «зона образования твердых веществ», используемый здесь, относится к пространству, ограниченному первой внутренней камерой емкости, сконфигурированной для облегчения образования в ней твердых веществ. Альтернативно, термин «зона образования твердых веществ», используемый здесь, относится к внутренней камере первой емкости, сконфигурированной для облегчения образования в ней твердых веществ.The term "solid zone", as used herein, refers to the space bounded by the first inner chamber of a container, configured to facilitate the formation of solids in it. Alternatively, the term "zone of formation of solids," as used here, refers to the inner chamber of the first tank, configured to facilitate the formation of solids in it.

Термин «зона газовой сольватации», используемый здесь, относится к пространству, ограниченному второй внутренней камерой емкости, сконфигурированной для облегчения образования жидкого раствора кислых веществ. Альтернативно, термин «зона газовой сольватации», используемый здесь, относится к внутренней камере второй емкости, сконфигурированной для облегчения образования жидкого раствора кислых веществ.The term “gas solvation zone”, as used herein, refers to the space bounded by the second inner chamber of the container, configured to facilitate the formation of a liquid solution of acidic substances. Alternatively, the term "gas solvation zone" as used herein refers to the inner chamber of a second container configured to facilitate the formation of a liquid solution of acidic substances.

Устройство также включает газовый холодильник для охлаждения подаваемого потока дегидратированного природного газа, поступающего в зону образования твердых веществ. Обычно газовый холодильник включает газовый экспандер для адиабатического расширения подаваемого потока дегидратированного природного газа, такой как, например, вентиль Джоуля-Томсона, дроссель или трубка Вентури, турбоэкспандер, или турбоэкспандер, последовательно соединенный с вентилем Джоуля-Томсона. В некоторых воплощениях газовый экспандер может ограничивать вход для впуска подаваемого потока дегидратированного природного газа в зону образования твердых веществ.The device also includes a gas cooler for cooling the dehydrated natural gas feed stream entering the solids formation zone. Typically, a gas cooler includes a gas expander for adiabatic expansion of a dehydrated natural gas feed, such as, for example, a Joule-Thomson valve, a throttle or a Venturi tube, a turbo expander, or a turbo expander, connected in series with a Joule-Thomson valve. In some embodiments, the gas expander may limit the inlet for the inlet of a dehydrated natural gas feed stream to the solids formation zone.

Стадия охлаждения подаваемого потока дегидратированного природного газа, поступающего в зону образования твердых веществ, проводится в условиях, облегчающих образование твердых кислых веществ и жидкого конденсата углеводородов. В одном воплощении изобретения зона образования твердых веществ также включает в себя зону сбора, в которой собираются и образуют суспензию твердые кислые вещества и жидкий концентрат. Разделение может проводиться за счет воздействия силы тяжести, центробежной силы и с помощью других подходящих методов, известных в этой области техники.The cooling stage of the dehydrated natural gas feed stream entering the solid formation zone is carried out under conditions that facilitate the formation of solid acidic substances and liquid hydrocarbon condensate. In one embodiment of the invention, the zone of formation of solids also includes a collection zone in which solid acidic substances and a liquid concentrate are collected and form a suspension. Separation may be carried out by gravity, centrifugal force, and other suitable methods known in the art.

Устройство также включает нагреватель, расположенный в зоне сбора, для нагревания суспензии и расплавления твердых кислых веществ. Обычно суспензия нагревается нагревателем до температуры, которая немного выше точки плавления твердых кислых веществ. Подходящие примеры нагревателя включают, но не только, погружной нагреватель или теплообменник, в частности многотрубчатый теплообменник.The device also includes a heater located in the collection zone for heating the suspension and melting solid acidic substances. Typically, the suspension is heated by a heater to a temperature that is slightly above the melting point of solid acidic substances. Suitable examples of the heater include, but are not limited to, an immersion heater or a heat exchanger, in particular a multi-tube heat exchanger.

В альтернативном воплощении зона сбора обеспечивается входом для теплой жидкости, сконфигурированным для облегчения доступа теплой жидкости в суспензию для ее нагревания и расплавления кислых веществ.In an alternative embodiment, the collection zone is provided with a warm liquid inlet configured to facilitate the access of the warm liquid to the slurry to heat it and melt the acidic substances.

Устройство также включает выход, через который из зоны сбора могут удаляться полученные жидкие кислые вещества.The device also includes an outlet through which the resulting liquid acidic substances can be removed from the collection zone.

В некоторых рабочих условиях плотность жидкого углеводорода меньше плотности жидкого диоксида углерода. Таким образом, в некоторых воплощениях жидкий углеводород будет размещаться под действием силы тяжести поверх жидких кислых веществ, таких как жидкий диоксид углерода. В этих воплощениях устройство также включает выход, через который может удаляться жидкий углеводород из зоны сбора. Обычно в этом конкретном воплощении выход для углеводорода расположен над выходом, через который может удаляться жидкий диоксид углерода из зоны сбора.In some operating conditions, the density of the liquid hydrocarbon is less than the density of liquid carbon dioxide. Thus, in some embodiments, the liquid hydrocarbon will be placed under the influence of gravity on top of liquid acidic substances, such as liquid carbon dioxide. In these embodiments, the device also includes an outlet through which liquid hydrocarbon can be removed from the collection zone. Typically, in this particular embodiment, the hydrocarbon outlet is located above the outlet through which liquid carbon dioxide can be removed from the collection zone.

Устройство имеет конфигурацию, обеспечивающую перемещение потока между зоной образования твердых веществ и зоной газовой сольватации посредством устройства для перемещения потока, при этом устройство для перемещения потока сконфигурировано для предотвращения возврата жидкой фазы из зоны газовой сольватации в зону образования твердых веществ. В некоторых воплощениях устройство для перемещения потока включает тарелку с патрубком для газа или вентиль одностороннего действия.The device is configured to move the flow between the zone of formation of solids and the gas solvation zone by means of a device for moving the stream, while the device for moving the stream is configured to prevent the liquid phase from returning from the zone of gas solvation to the zone of formation of solids. In some embodiments, the device for moving the flow includes a plate with a gas nozzle or a single-acting valve.

В альтернативном воплощении устройство для перемещения потока расположено с внешней стороны зоны образования твердых веществ и зоны газовой сольватации, при этом один конец устройства для перемещения потока соединен с верхней частью зоны образования твердых веществ, и противоположный конец устройства для перемещения потока соединен с нижней частью зоны газовой сольватации. В этом конкретном воплощении устройство для перемещения потока включает трубопровод.In an alternative embodiment, the device for moving the stream is located on the outside of the zone of formation of solids and the zone of gas solvation, while one end of the device for moving the stream is connected to the upper part of the zone of formation of solids, and the opposite end of the device for moving the stream is connected to the lower part of the gas zone solvation. In this particular embodiment, the device for moving the stream includes a pipeline.

Размещение зоны образования твердых веществ и зоны газовой сольватации в одной емкости экономически эффективно, так как площадь основания устройства меньше и требуется только одна головка, создающая напор. Однако в альтернативных воплощениях может быть более предпочтительно размеPlacing the zone of formation of solids and the zone of gas solvation in one container is economically efficient, since the area of the base of the device is smaller and only one head is required, which creates pressure. However, in alternative embodiments it may be more preferable to

- 3 012227 щать зону образования твердых веществ в первой емкости и размещать зону газовой сольватации во второй емкости, при этом между ними размещается устройство для перемещения потока. В этих альтернативных воплощениях устройство для перемещения потока размещено с внешней стороны первой и второй емкостей, причем один конец устройства для перемещения потока соединяется для перемещения потока с верхней частью зоны образования твердых веществ первой емкости и противоположный конец устройства для перемещения потока соединяется для перемещения потока с нижней частью зоны газовой сольватации второй емкости. В этом конкретном воплощении устройство для перемещения потока включает трубопровод.- 3 012227 to form the zone of formation of solids in the first tank and place the zone of gas solvation in the second tank, with a device for moving the flow between them. In these alternative embodiments, the device for moving the stream is placed on the outer side of the first and second tanks, one end of the device for moving the stream is connected to move the stream from the upper part of the zone of formation of solids of the first tank and the opposite end of the device for moving the stream is connected to move the stream from the bottom part of the gas solvation zone of the second tank. In this particular embodiment, the device for moving the stream includes a pipeline.

В одном воплощении устройство также включает устройство для контакта жидкости с газом, расположенное в зоне газовой сольватации. В одном воплощении устройство для контакта жидкости с газом включает большое число тарелок или неупорядоченную насадку или структурированную насадку, размещенных в зоне газовой сольватации.In one embodiment, the device also includes a device for contacting a liquid with a gas, located in the gas solvation zone. In one embodiment, the device for contacting a liquid with a gas includes a large number of plates or a disordered nozzle or a structured nozzle located in the gas solvation zone.

В одном воплощении вход для ввода жидкого растворителя в зону газовой сольватации расположен над устройством для контакта жидкости с газом. Обычно вход включает большое число распылительных сопел или распределитель жидкости.In one embodiment, the inlet for introducing the liquid solvent into the gas solvation zone is located above the device for contacting the liquid with the gas. Typically, the inlet includes a large number of spray nozzles or a liquid dispenser.

Распылительные сопла или распределитель максимизирует площадь контакта охлажденного жидкого растворителя с потоком дегидратированного природного газа, содержащего газообразные кислые вещества, и облегчает контакт жидкости с газом. Поэтому в некоторых воплощениях изобретения распылительные сопла также сконфигурированы с включением в них устройства для контакта жидкости с газом.Spray nozzles or distributor maximizes the contact area of the cooled liquid solvent with a stream of dehydrated natural gas containing gaseous acidic substances and facilitates the contact of the liquid with the gas. Therefore, in some embodiments of the invention, the spray nozzles are also configured to include a device for contacting a liquid with a gas.

В одном воплощении изобретения первый выход для удаления жидкого раствора кислых веществ из зоны газовой сольватации находится в текучем сообщении с устройством для удаления кислых веществ из жидкого раствора и извлечения жидкого растворителя. Могут быть предусмотрены рециркуляторы для рециркуляции извлеченного жидкого растворителя к входу для повторного ввода извлеченного жидкого растворителя в зону газовой сольватации. Также предусмотрен диспергатор жидкого растворителя для ввода дополнительного количества жидкого растворителя, необходимого для сохранения требуемого общего его количества в линии. Удаленные кислые вещества могут рециркулировать обратно в процесс выше по потоку или как-то иначе могут быть использованы в топливной системе установки или удалены как отходы.In one embodiment of the invention, the first outlet for removing the liquid solution of acidic substances from the gas solvation zone is in fluid communication with the device for removing acidic substances from the liquid solution and extracting the liquid solvent. Recirculators may be provided for recycling the recovered liquid solvent to the inlet to re-introduce the recovered liquid solvent into the gas solvation zone. A liquid solvent dispersant is also provided to introduce an additional amount of liquid solvent necessary to maintain the required total amount in the line. The removed acidic substances can be recycled back to the process upstream or otherwise can be used in the fuel system of the installation or removed as waste.

В системах известного уровня техники в этой области диоксид углерода обычно удаляют из подаваемого потока дегидратированного природного газа, пропуская его через установку физической или химической абсорбции и затем удаляя диоксид углерода из растворителя и выпуская его в атмосферу. Альтернативно, газообразный диоксид углерода может быть сжижен посредством дорогих процессов компрессии. Значительное число потенциальных газовых месторождений не считаются экономически пригодными, так как содержание диоксида углерода в подаваемом потоке природного газа в устье скважины рассматривается как слишком высокое для обработки такого газа и для экономически эффективного удаления диоксида углерода.In the prior art systems, carbon dioxide is typically removed from the dehydrated natural gas feed stream, passing it through a physical or chemical absorption unit and then removing carbon dioxide from the solvent and releasing it into the atmosphere. Alternatively, carbon dioxide gas can be liquefied through expensive compression processes. A significant number of potential gas fields are not considered economically viable, since the carbon dioxide content in the natural gas feed stream at the wellhead is considered too high to process such gas and to cost-effectively remove carbon dioxide.

Настоящее изобретение основано на представлении, что можно отделить жидкий диоксид углерода от подаваемого потока дегидратированного природного газа. Жидкий диоксид углерода затем можно откачать и изолировать при сравнительно низких затратах энергии в сравнении с традиционной его абсорбцией растворителем в установке, которая требует дорогого компрессионного оборудования.The present invention is based on the notion that liquid carbon dioxide can be separated from the dehydrated natural gas feed stream. Liquid carbon dioxide can then be pumped out and isolated at a relatively low energy cost compared to its traditional solvent absorption in an installation that requires expensive compression equipment.

В третьем аспекте настоящего изобретения обеспечивается способ извлечения жидкого диоксида углерода из подаваемого потока дегидратированного природного газа, включающий стадии:In a third aspect of the present invention, a method is provided for extracting liquid carbon dioxide from a dehydrated natural gas feed stream, comprising the steps of:

a) охлаждения подаваемого потока дегидратированного природного газа и образования суспензии из твердых частиц диоксида углерода и жидких углеводородов, и газового потока, содержащего газообразный диоксид углерода;a) cooling the dehydrated natural gas feed stream and forming a suspension of solid particles of carbon dioxide and liquid hydrocarbons, and a gas stream containing gaseous carbon dioxide;

b) разделения газового потока, содержащего газообразный диоксид углерода, и суспензии;b) separating the gaseous carbon dioxide gas stream and slurry;

c) обработки газового потока, содержащего газообразный диоксид углерода, жидким растворителем и образования жидкого раствора диоксида углерода; иc) treating a gas stream containing carbon dioxide gas with a liquid solvent and forming a carbon dioxide liquid solution; and

б) нагревания суспензии и расплавления твердых частиц диоксида углерода с образованием жидкого диоксида углерода.b) heating the suspension and melting solid particles of carbon dioxide to form liquid carbon dioxide.

В формуле изобретения этой заявки и в описании изобретения за исключением того, где контекст требует другого языкового выражения или нужного оттенка, слово «включать» или такие его измененные формы как «включает» или «включающий» используются в смысле включающий в себя, т.е. для определения наличия заявленных отличительных элементов, а не для исключения присутствия или добавления других элементов в различные воплощения изобретения.In the claims of this application and in the description of the invention, except where the context requires a different language expression or the right shade, the word "include" or such modified forms as "includes" or "including" are used in the sense of including, i.e. . to determine the presence of the stated distinctive elements, and not to exclude the presence or addition of other elements in various embodiments of the invention.

Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings

Теперь будут описаны предпочтительные воплощения настоящего изобретения только на примере со ссылкой на сопроводительные фигуры, в которых фиг. 1 представляет собой блок-схему процесса в соответствии с одним воплощением настоящего изобретения;Preferred embodiments of the present invention will now be described, by way of example only, with reference to the accompanying figures, in which FIG. 1 is a flowchart of a process in accordance with one embodiment of the present invention;

фиг. 2 - блок-схему процесса в соответствии с альтернативным воплощением настоящего изобретеFIG. 2 is a flowchart of a process in accordance with an alternative embodiment of the present invention.

- 4 012227 ния; и фиг. 3 - блок-схему процесса в соответствии с другим воплощением настоящего изобретения.- 4,012,227; and FIG. 3 is a flowchart of a process in accordance with another embodiment of the present invention.

Подробное описание предпочтительных воплощений изобретенияDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

Перед тем как будет описано предпочтительное воплощение настоящего устройства, следует понять, что это изобретение не ограничивается описанными конкретными материалами, так как последние могут быть изменены. Также следует понять, что используемая здесь терминология применяется только для цели описания конкретного воплощения и никоим образом не предназначена для ограничения объема настоящего изобретения. Если не определено иначе, все технические и научные термины, используемые здесь, имеют общепринятое значение, как они обычно понимаются специалистом обычной квалификации в той области техники, к которой относится это изобретение.Before a preferred embodiment of the present device is described, it should be understood that this invention is not limited to the specific materials described, since the latter may be modified. You should also understand that the terminology used here is used only for the purpose of describing a particular embodiment and is in no way intended to limit the scope of the present invention. Unless otherwise defined, all technical and scientific terms used herein have their generally accepted meaning as commonly understood by one of ordinary skill in the art to which this invention pertains.

Со ссылкой на чертежи, на которых одинаковыми цифрами везде обозначаются одинаковые элементы в соответствии с различными аспектами настоящего изобретения, показано устройство 10 для проведения способа по настоящему изобретению. Устройство 10 включает емкость 12, в которой обрабатывается подаваемый поток дегидратированного природного газа для удаления из него кислых веществ.With reference to the drawings, in which the same numbers everywhere denote the same elements in accordance with various aspects of the present invention, shows the device 10 for carrying out the method according to the present invention. The device 10 includes a tank 12 in which a dehydrated natural gas feed stream is processed to remove acidic substances from it.

Перед тем как ввести подаваемый поток дегидратированного природного газа в устройство 10, поток природного газа из устья скважины или из резервуара для хранения будет подвергаться процессу дегидратации. Полученный подаваемый поток дегидратированного природного газа будет иметь содержание воды меньше 50 ррт и предпочтительно меньше 7 ррт. Может быть использован любой подходящий процесс дегидратации потока природного газа. Типовые примеры подходящих процессов дегидратации включают в себя обработку потока природного газа молекулярными ситами или дегидратацию с использованием гликоля или метанола. Альтернативно поток природного газа может дегидратироваться посредством образования метангидратов; например посредством использования процесса дегидратации, описанного в \УО 2004/070297.Before introducing the dehydrated natural gas feed stream into device 10, the natural gas stream from the wellhead or from the storage tank will be dehydrated. The resulting dehydrated natural gas feed will have a water content of less than 50 ppm and preferably less than 7 ppm. Any suitable process for dehydrating a natural gas stream can be used. Typical examples of suitable dehydration processes include the treatment of a natural gas stream with molecular sieves or dehydration using glycol or methanol. Alternatively, the natural gas stream may be dehydrated through the formation of methane hydrates; for example, through the use of the dehydration process described in WQ 2004/070297.

Температура и давление подаваемого потока дегидратированного природного газа, вводимого в устройство 10, зависят от процесса дегидратации выше по потоку, используемого для дегидратации потока природного газа. Например, подаваемый поток дегидратированного природного газа, полученный после обработки потока природного газа молекулярными ситами, может вводиться в устройство 10 через трубопровод 14 при температуре до 40°С и давлении около 70 бар.The temperature and pressure of the dehydrated natural gas feed stream introduced into the device 10 depend on the upstream dehydration process used to dehydrate the natural gas stream. For example, a dehydrated natural gas feed stream obtained after processing the natural gas stream with molecular sieves can be introduced into device 10 through conduit 14 at temperatures up to 40 ° C and pressure of about 70 bar.

Хотя предпочтительное давление на входе для подаваемого потока дегидратированного природного газа составляет >70 бар, процесс и устройство 10 по настоящему изобретению будут подходить и для более низкого давления на входе для подаваемого потока дегидратированного природного газа, если последний будет предварительно охлажден до температуры, которая немного выше теоретической температуры замерзания СО2 в потоке дегидратированного газа.Although the preferred inlet pressure for a dehydrated natural gas feed stream is> 70 bar, the process and apparatus 10 of the present invention will be suitable for a lower inlet pressure for the dehydrated natural gas feed stream if the latter is pre-cooled to a temperature slightly higher theoretical freezing temperature of CO 2 in the dehydrated gas stream.

В воплощениях, иллюстрированных фигурами, подаваемый поток дегидратированного природного газа вводится по трубопроводу 14 через теплообменник 16 в испарительную емкость 18, в которой от потока дегидратированного природного газа отделяются конденсат жидкого нефтяного газа (в основном содержащего С3 и С4 углеводороды) и более тяжелые углеводороды и фракция (фракции) кислых веществ. Конденсат затем направляется по трубопроводу 20 в стабилизатор конденсата или в другие фракционирующие колонны (не показаны) для дальнейшей обработки для извлечения коммерческого продукта (продуктов).In the embodiments illustrated by the figures, the dehydrated natural gas feed stream is introduced through conduit 14 through heat exchanger 16 to an evaporation tank 18, in which condensate of liquid petroleum gas (mainly containing C3 and C4 hydrocarbons) and heavier hydrocarbons and fraction are separated from the dehydrated natural gas stream. (fractions) of acidic substances. The condensate is then routed through conduit 20 to a condensate stabilizer or to other fractionation columns (not shown) for further processing to recover the commercial product (s).

Условия давления и температуры в испарительной емкости 18 обычно составляют порядка от 30 до 70 бар и от около -15 до -40°С.The conditions of pressure and temperature in the evaporation tank 18 are usually in the order of from 30 to 70 bar and from about -15 to -40 ° C.

В некоторых воплощениях дальнейшее охлаждение подаваемого потока дегидратированного природного газа ниже по потоку от теплообменника 16 может осуществляться в первом охлаждаемом теплообменнике 70а, который охлаждается первым хладагентом, таким как пропан или аммиак. Хладагент будет обеспечиваться по внешней по отношению к устройству 10 замкнутой линии охлаждения.In some embodiments, further cooling of the dehydrated natural gas feed downstream of the heat exchanger 16 may be performed in the first cooled heat exchanger 70a, which is cooled by the first refrigerant, such as propane or ammonia. The refrigerant will be provided external to the device 10 closed cooling line.

Подаваемый поток дегидратированного природного газа затем направляется по трубопроводу 22 в теплообменник 24 для его охлаждения до температуры, которая немного выше температуры, при которой происходит затвердевание кислых веществ, содержащихся в потоке дегидратированного природного газа.The dehydrated natural gas feed stream is then directed through conduit 22 to heat exchanger 24 to cool it to a temperature that is slightly above the temperature at which the acidic substances contained in the dehydrated natural gas stream solidify.

Кроме того, подаваемый поток дегидратированного природного газа может еще больше охлаждаться при его пропускании через второй охлаждаемый теплообменник 70Ь, расположенный выше по потоку от газового экспандера и охлаждаемый вторым хладагентом, таким как этилен. Хладагент обеспечивается по замкнутой охлаждающей линии, внешней по отношению к устройству 10. В некоторых воплощениях первый и второй хладагенты могут комбинироваться в смешанной охлаждающей системе.In addition, the dehydrated natural gas feed can be further cooled by passing it through a second cooled heat exchanger 70b, upstream of the gas expander and cooled by a second refrigerant, such as ethylene. The refrigerant is provided on a closed cooling line external to the device 10. In some embodiments, the first and second refrigerants can be combined in a mixed cooling system.

Охлажденный подаваемый поток дегидратированного природного газа вводится в зону 80 образования твердых веществ емкости 12 через вход 28. Охлажденный подаваемый поток дегидратированного природного газа расширяется с помощью вентиля 26 Джоуля-Томсона или другого подходящего газового экспандера, такого как турбоэкспандер, для дальнейшего охлаждения потока, когда он поступает в емкость 12. В одном воплощении охлажденный поток дегидратированного природного газа расширяется с помощью турбоэкспандера в последовательном соединении с вентилем 26 Джоуля-Томсона.The cooled dehydrated natural gas feed stream is introduced into the solids formation zone 80 of the tank 12 through inlet 28. The cooled dehydrated natural gas feed stream is expanded using a Joule-Thomson valve 26 or other suitable gas expander, such as a turbo expander, to further cool the stream when it enters the tank 12. In one embodiment, the cooled stream of dehydrated natural gas is expanded by turboexpander in series with valve 2 6 Joule-Thomson.

В этом конкретном воплощении вентиль 26 Джоуля-Томсона ограничивает вход 28 для потока деIn this particular embodiment, the Joule-Thomson valve 26 restricts the inlet 28 for the flow de

- 5 012227 гидратированного природного газа в емкость 12.- 5 012227 of hydrated natural gas in capacity 12.

Процесс расширения подаваемого потока дегидратированного природного газа при его вводе в зону 80 образования твердых веществ обеспечивает достижение условий температуры и давления в зоне 80 образования твердых веществ, при которых затвердевают загрязнения в виде кислых веществ в подаваемом потоке дегидратированного природного газа. Процесс расширения охлаждает поток дегидратированного природного газа, поступающий в зону 80 образования твердых веществ емкости 12 на входе 28, до температуры от около -70 до -160°С в диапазоне давлений от 15 до 30 бар.The process of expanding the dehydrated natural gas feed stream when it enters the solid formation zone 80 ensures that the temperature and pressure conditions in the solid formation zone 80 are reached, at which impurities solidify in the form of acidic substances in the feed of the dehydrated natural gas. The expansion process cools the stream of dehydrated natural gas entering the zone 80 of formation of solids of vessel 12 at inlet 28, to a temperature of from about -70 to -160 ° C in the pressure range from 15 to 30 bar.

При охлаждении подаваемого потока дегидратированного природного газа, как описано выше, в зоне образования твердых веществ при условиях температуры и давления также образуется небольшое количество жидкого конденсата СПГ.When the dehydrated natural gas feed stream is cooled, as described above, a small amount of liquid LNG condensate also forms in the zone of formation of solids under temperature and pressure conditions.

Твердые кислые вещества и жидкий конденсат мигрируют в нижнюю часть 30 емкости 12 при их отделении под воздействием силы тяжести, и тем самым образуется суспензия из сжиженного природного газа и твердых кислых веществ. В других воплощениях отделение суспензии от оставшегося потока дегидратированного газа может быть достигнуто или усилено с помощью центробежной силы или входных устройств, сконфигурированных для обеспечения слияния жидких капель или агломерации твердых частиц.Solid acidic substances and liquid condensate migrate to the bottom 30 of the tank 12 when they are separated under the influence of gravity, and thus a suspension is formed of liquefied natural gas and solid acidic substances. In other embodiments, the separation of the slurry from the remaining dehydrated gas stream can be achieved or enhanced by using centrifugal force or inlet devices configured to ensure the merging of liquid droplets or the agglomeration of solid particles.

Суспензия из твердых кислых веществ затем нагревается до температуры по меньшей мере немного более высокой, чем температура затвердевания твердых кислых веществ для превращения твердых кислых веществ в жидкую фазу в нижней части 30 емкости 12 и получения жидкого потока, обогащенного кислыми веществами. Свойства и концентрация кислых веществ в жидкой фазе сильно зависят от состава природного газа. Например, концентрации диоксида углерода в жидкой фазе могут быть >70%. В этом воплощении емкость 12 снабжается погружным нагревателем 32, который нагревает суспензию до температуры по меньшей мере немного более высокой, чем температура плавления твердых кислых веществ. Погружной нагреватель 32 может являться пучком труб теплообменника, который обеспечивает охлаждение поступающего газа или других потоков в процессе и одновременно нагревание суспензии. В областях применения с небольшими объемами погружной нагреватель 32 может нагреваться электроэнергией. Альтернативно, жидкий поток в процессе, полученный из другой части установки для проведения процесса и при более высокой температуре, чем температура расплавления твердых кислых веществ, может вводиться в нижнюю часть 30 емкости 12 и смешиваться с суспензией для расплавления твердых кислых веществ.The solid acidic suspension is then heated to a temperature at least slightly higher than the solidifying acidic solidification temperature to convert the solid acidic substances into the liquid phase in the bottom 30 of the tank 12 and produce a liquid stream enriched in acidic substances. The properties and concentration of acidic substances in the liquid phase strongly depend on the composition of natural gas. For example, carbon dioxide concentrations in the liquid phase can be> 70%. In this embodiment, the container 12 is supplied with an immersion heater 32, which heats the suspension to a temperature at least slightly higher than the melting point of solid acidic substances. The immersion heater 32 may be a bundle of heat exchanger tubes that cool the incoming gas or other flows in the process and simultaneously heat the slurry. In applications with small volumes, the immersion heater 32 may be heated by electricity. Alternatively, the liquid stream in the process, obtained from a different part of the installation for carrying out the process and at a higher temperature than the melting point of solid acidic substances, can be introduced into the lower part 30 of vessel 12 and mixed with the suspension to melt solid acidic substances.

Жидкий поток, обогащенный кислыми веществами, удаляется из емкости 12 через трубопровод 34 и выход 96. В условиях обработки, когда жидкий поток обогащен жидким диоксидом углерода, жидкий поток может непосредственно перекачиваться через теплообменник 16 в участок его изолированного хранения или удаляться для розничной распродажи. При некоторых рабочих условиях плотность жидкого углеводорода меньше плотности жидкого диоксида углерода и жидкий углеводород может быть отделен от зоны 30 сбора и выведен через трубопровод 94 и выход 92.Liquid flow enriched with acidic substances is removed from tank 12 through conduit 34 and exit 96. Under processing conditions, when the liquid flow is enriched with liquid carbon dioxide, the liquid flow can be directly pumped through the heat exchanger 16 to its isolated storage area or be removed for retail sale. Under some operating conditions, the density of the liquid hydrocarbon is less than the density of liquid carbon dioxide and the liquid hydrocarbon can be separated from the collection zone 30 and discharged through line 94 and exit 92.

Альтернативно, жидкий поток может подвергаться одному процессу разделения или больше обычно в фракционирующей колонне (не показана) для отделения кислых веществ от метана или конденсата СПГ. В некоторых воплощениях фракционирующая колонна может быть расположена в самой нижней части емкости 12. Поток, обогащенный метаном, полученный из фракционирующей колонны, может быть возвращен в нижнюю часть зоны 80 образования твердых веществ или израсходован в качестве топлива для установки.Alternatively, the liquid stream can be subjected to one or more separation processes, usually in a fractionation column (not shown) to separate acidic substances from methane or LNG condensate. In some embodiments, the fractionation column may be located at the very bottom of the vessel 12. Methane-rich stream obtained from the fractionation column may be returned to the bottom of the solid formation zone 80 or consumed as fuel for the installation.

Если оставшийся жидкий поток достаточно обогащен СПГ, то последние могут быть извлечены дальнейшим фракционированием. В результате такого фракционирования неизбежно получают газообразное кислое вещество, которое требует повторной компрессии и охлаждения для конденсации кислого вещества до жидкой фазы, или оно будет сожжено и/или выпущено как поток газообразного холодного кислого вещества. Предусматривается, чтобы полученный газообразный поток холодного кислого вещества направлялся через теплообменник 16 для охлаждения потока дегидратированного природного газа перед его сжиганием или выпуском для сохранения энергии внутри устройства 10.If the remaining liquid stream is sufficiently enriched in LNG, then the latter can be recovered by further fractionation. As a result of such fractionation, an inevitable gaseous acidic substance is obtained, which requires recompression and cooling to condense the acidic substance to the liquid phase, or it will be burned and / or released as a stream of gaseous cold acidic substance. It is envisaged that the resulting gaseous stream of cold acidic matter is directed through the heat exchanger 16 to cool the stream of dehydrated natural gas before it is burned or released to save energy inside the device 10.

Хотя большинство кислых веществ в потоке дегидратированного природного газа будет отверждаться в зоне 80 образования твердых веществ в условиях обработки по настоящему изобретению, фракция кислых веществ останется в газовой фазе и будет содержаться в оставшемся потоке дегидратированного природного газа, находящемся в зоне 80 образования твердых веществ, и тем самым он будет включать газовый поток, содержащий газообразные кислые вещества. Фракция кислых веществ, оставшаяся в газовой фазе, определяется по условиям проведения процесса, установленным в зоне образования твердых веществ, и свойствами и концентрацией кислых веществ в подаваемом потоке дегидратированного природного газа.Although most of the acidic substances in the dehydrated natural gas stream will solidify in the solid formation zone 80 under the treatment conditions of the present invention, the fraction of acidic substances will remain in the gas phase and will be contained in the remaining stream of dehydrated natural gas in the solid formation zone 80, and thus, it will include a gas stream containing gaseous acidic substances. The fraction of acidic substances remaining in the gas phase is determined by the conditions of the process, established in the zone of formation of solids, and the properties and concentration of acidic substances in the feed stream of dehydrated natural gas.

Газовый поток, содержащий газообразные кислые вещества, направляют в зону 90 газовой сольватации по устройству потоковой связи, такому как тарелка 38 с патрубком для прохода газа. В этом конкретном воплощении зона газовой сольватации расположена в верхней части 36 емкости 12.The gaseous stream containing gaseous acidic substances is directed to the gas solvation zone 90 via a flow coupling device, such as a plate 38 with a pipe for gas passage. In this particular embodiment, the zone of gas solvation is located in the upper part 36 of the vessel 12.

В альтернативном воплощении, показанном на фиг. 2, емкость 12 снабжена уплотняющим лотком 51, включающим сплошной лоток, расположенный поперек емкости 12. В этой конфигурации отсутствуIn the alternative embodiment shown in FIG. 2, the container 12 is provided with a sealing tray 51 including a solid tray located across the container 12. In this configuration, there is no

- 6 012227 ет внутренняя потоковая связь между зоной 90 газовой сольватации и зоной 80 образования твердых веществ внутри емкости 12. В этом воплощении устройство для потоковой связи включает трубопровод 53, расположенный с внешней стороны емкости 12 и находящийся в потоковой связи с зоной 80 образования твердых веществ и зоной 90 газовой сольватации.- 6 012227 em internal flow connection between the zone 90 of gas solvation and the zone 80 of formation of solids inside the vessel 12. In this embodiment, the device for flow communication includes a pipeline 53 located on the outside of the vessel 12 and in flow connection with the zone 80 of formation of solids and gas solvation zone 90.

Обычно один конец трубопровода 53 находится в потоковой связи с верхней частью зоны 80 образования твердых веществ и противоположный конец трубопровода 53 находится в потоковой связи с нижней частью зоны 90 газовой сольватации.Typically, one end of the pipeline 53 is in flow communication with the upper part of the zone of 80 formation of solids and the opposite end of the pipeline 53 is in flow communication with the lower part of the zone 90 of gas solvation.

В другом воплощении, показанном на фиг. 3, зона 80 образования твердых веществ расположена в первой емкости 12а и зона 90 газовой сольватации расположена во второй емкости 12Ь. В этом воплощении потоковая связь между зоной 80 образования твердых веществ и зоной 90 газовой сольватации облегчается устройством потоковой связи, включающим в себя трубопровод 53, расположенный с внешней стороны первой и второй емкостей 12а, 12Ь. Один конец трубопровода 53 находится в потоковой связи с верхней частью зоны 80 образования твердых веществ и противоположный конец трубопровода 53 находится в потоковой связи с зоной 90 газовой сольватации.In another embodiment, shown in FIG. 3, the zone 80 of formation of solids is located in the first tank 12a and the zone 90 of gas solvation is located in the second tank 12b. In this embodiment, the flow connection between the solid formation zone 80 and the gas solvation zone 90 is facilitated by a flow coupling device including a pipeline 53 located on the outside of the first and second tanks 12a, 12b. One end of the pipeline 53 is in flow connection with the upper part of the zone 80 of formation of solids and the opposite end of the pipeline 53 is in flow connection with the zone 90 of gas solvation.

Как показано на фигурах, зона 90 газовой сольватации снабжена устройством 40 для контакта типа жидкость-газ. Предпочтительно устройство 40 для контакта жидкости и газа выбирается для оптимизации площади контакта между охлажденным жидким растворителем и потоком дегидратированного природного газа, содержащим газообразные кислые вещества. В этом конкретном воплощении устройство 40 для контакта жидкости и газа включает в себя большое число тарелок или неупорядоченную насадку или структурированную насадку, расположенные в верхней части 36 емкости 12.As shown in the figures, the gas solvation zone 90 is provided with a device 40 for a liquid-gas contact. Preferably, the device 40 for contacting liquid and gas is selected to optimize the contact area between the cooled liquid solvent and the flow of dehydrated natural gas containing gaseous acidic substances. In this particular embodiment, the device 40 for contacting liquid and gas includes a large number of plates or an unordered nozzle or a structured nozzle located in the upper part 36 of the container 12.

Охлажденный жидкий растворитель вводится в верхнюю часть 36 зоны 90 газовой сольватации через вход 42, расположенный над устройством 40 для контактирования жидкости и газа. В этих конкретных воплощениях вход 42 является распределителем, предназначенным для равномерной подачи жидкости в устройство 40 для контакта жидкости и газа.The cooled liquid solvent is introduced into the upper part 36 of the zone 90 of gas solvation through the inlet 42 located above the device 40 for contacting liquid and gas. In these specific embodiments, the inlet 42 is a distributor designed to evenly supply fluid to the device 40 for contacting liquid and gas.

Охлажденный жидкий растворитель предназначен для смешивания с газообразными кислыми веществами и их растворения с образованием жидкого раствора газообразных кислых веществ. Подходящие примеры охлажденных жидких растворителей в соответствии с настоящим изобретением включают, но не только, конденсат СПГ, включающий смесь С2, компонентов сжиженных нефтяных газов, компонентов С3 и С4 и С5+ углеводородов, или другие растворители, включая метанол, этанол, диметилсульфоксид, ионные жидкости, включая имидазол, четвертичный аммоний, пирролидин, пиридин или тетраалкилфосфоний.The cooled liquid solvent is intended for mixing with gaseous acidic substances and their dissolution with the formation of a liquid solution of gaseous acidic substances. Suitable examples of cooled liquid solvents in accordance with the present invention include, but not limited to, LNG condensate comprising a mixture of C2, components of liquefied petroleum gases, components C3 and C4 and C5 + hydrocarbons, or other solvents, including methanol, ethanol, dimethyl sulfoxide, ionic liquids, including imidazole, quaternary ammonium, pyrrolidine, pyridine or tetraalkylphosphonium.

Термодинамика образования твердых кислых веществ приводит к возникновению передачи тепла к потоку дегидратированного природного газа. Предпочтительно охлажденный жидкий растворитель вводится в верхнюю часть 36 емкости 12 таким образом, который также приводит к охлаждению потока газа, содержащего газообразные кислые вещества, направляемого в зону 90 газовой сольватации из зоны 80 образования твердых веществ.The thermodynamics of the formation of solid acidic substances leads to the occurrence of heat transfer to the stream of dehydrated natural gas. Preferably, the cooled liquid solvent is introduced into the upper part 36 of the container 12 in a manner that also leads to the cooling of the gas stream containing gaseous acidic substances sent to the gas solvation zone 90 from the solid formation zone 80.

Полученный жидкий раствор газообразных кислых веществ собирается в самой нижней части 50 устройства 40 для контактирования жидкости и газа и удаляется из зоны 90 газовой сольватации на выходе 55 через трубопровод 52.The resulting liquid solution of gaseous acidic substances is collected in the lowest part 50 of the device 40 for contacting liquid and gas and is removed from the zone 90 of gas solvation at the outlet 55 through pipe 52.

Жидкий раствор газообразных кислых веществ направляется по трубопроводу 52 в теплообменник 54 и оттуда в удаляющее устройство 56, включающее фракционирующую колонну для десорбции кислых веществ в газообразной форме из жидкого раствора. Десорбер 56 может быть снабжен погружным нагревателем 57 или внешним кипятильником, способствующим процессу десорбции. Кислые вещества выпускаются через трубопровод 58.A liquid solution of gaseous acidic substances is sent through conduit 52 to heat exchanger 54 and from there to removal device 56, including a fractionation column for desorption of acidic substances in gaseous form from a liquid solution. Desorber 56 can be equipped with an immersion heater 57 or an external immersion heater, facilitating the desorption process. Acidic substances are released through conduit 58.

Альтернативно, кислые вещества могут подвергаться рекомпрессии для их конденсации в жидкую фазу. Кислые вещества также могут рециркулировать через устройство 10 для сохранения энергии, или расходоваться как топливо, или сжигаться.Alternatively, the acidic substances can be recompressed to condense them into the liquid phase. Acidic substances can also be recycled through the device 10 for energy conservation, or used as fuel, or burned.

Удаленный растворитель откачивается насосом 60 через трубопровод 62 в теплообменник 54 для охлаждения и затем в теплообменник 48 для дальнейшего охлаждения, перед тем как он будет повторно введен во вход 42 в зоне 90 газовой сольватации.The removed solvent is pumped out by pump 60 through line 62 to heat exchanger 54 for cooling and then to heat exchanger 48 for further cooling, before it is reintroduced to inlet 42 in gas solvation zone 90.

Следует понять, что распределитель 98 жидкого растворителя также может быть обеспечен для ввода компенсирующего количества жидкого растворителя, которое необходимо для поддержания общего количества растворителя в замкнутой линии.It should be understood that a liquid solvent dispenser 98 may also be provided to introduce a compensating amount of liquid solvent, which is necessary to maintain the total amount of solvent in a closed line.

Поток продукта, включающий дегидратированный раскисленный природный газ, удаляется из зоны газовой сольватации на выходе 44 по трубопроводу 45. Поток продукта находится под давлением от 15 до 30 бар и при температуре от -70 до -100°С. Поток продукта с концентрацией СО2 200 ррт был получен с использованием процесса, описанного выше.The product stream, including dehydrated deoxidized natural gas, is removed from the zone of gas solvation at outlet 44 through conduit 45. The product stream is under pressure from 15 to 30 bar and at a temperature from -70 to -100 ° C. A product stream with a CO 2 concentration of 200 ppm was obtained using the process described above.

Поток продукта может быть еще больше охлажден расширением газа в расширяющем устройстве 46, и поток охлажденного продукта используется в одном или больше теплообменниках 48 и 24 соответственно для охлаждения жидкого растворителя и подаваемого потока дегидратированного природного газа в устройстве 10 для сохранения как можно больше энергии внутри устройства 10.The product stream can be further cooled by expanding the gas in the expansion device 46, and the cooled product stream is used in one or more heat exchangers 48 and 24, respectively, to cool the liquid solvent and dehydrated natural gas feed stream in device 10 to save as much energy as possible inside the device 10 .

Из вышеприведенного описания также становится очевидно, что внутри устройства 10 сохраняетсяFrom the above description it also becomes apparent that inside device 10 is stored

- 7 012227 столько энергии, сколько это возможно, учитывая передачу тепла между жидким раствором газообразных кислых веществ и потоком продукта, при этом рециркулированный растворитель возвращается в емкость 12 после процесса десорбции.- 7 012227 as much energy as possible, considering the heat transfer between the liquid solution of gaseous acidic substances and the product stream, while the recycled solvent is returned to the tank 12 after the desorption process.

Обычно, так как поток продукта должен подвергаться процессу повторной компрессии для подготовки его продажи, предусматривается, что способ по настоящему изобретению будет проводиться при давлении потока, которое может быть таким высоким насколько возможно использовать при условиях проведения процесса и при ограничениях устройства 10.Usually, since the product stream must undergo a re-compression process to prepare for its sale, it is envisaged that the method of the present invention will be carried out at a flow pressure that can be as high as possible under the process conditions and limitations of the device 10.

Многочисленные изменения и модификации будут понятны специалистам в соответствующей области техники помимо тех, которые уже описаны, без отступления от базовых концепций изобретения. Все такие изменения и модификации должны быть рассмотрены в пределах объема настоящего изобретения, существо которого должно быть определено из его предшествующего описания.Numerous changes and modifications will be apparent to those skilled in the art in addition to those already described, without departing from the basic concepts of the invention. All such changes and modifications should be considered within the scope of the present invention, the substance of which must be determined from its previous description.

Claims (34)

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯCLAIM 1. Способ удаления кислых веществ из потока дегидратированного природного газа, в котором охлаждают поток дегидратированного природного газа с образованием суспензии твердых кислых веществ и углеводородных жидкостей и газового потока, содержащего газообразные кислые вещества;1. A method of removing acidic substances from a dehydrated natural gas stream, in which the dehydrated natural gas stream is cooled to form a suspension of solid acidic substances and hydrocarbon liquids and a gas stream containing gaseous acidic substances; отделяют газообразный поток, содержащий газообразные кислые вещества, от суспензии и обрабатывают газовый поток, содержащий газообразные кислые вещества, жидким растворителем, получая поток дегидратированного раскисленного газа и жидкий раствор кислых веществ.separating the gaseous stream containing gaseous acidic substances from the suspension and treating the gas stream containing gaseous acidic substances with a liquid solvent to obtain a dehydrated deoxidized gas stream and a liquid solution of acidic substances. 2. Способ по п.1, в котором поток дегидратированного природного газа охлаждают путем его адиабатического расширения.2. The method according to claim 1, wherein the dehydrated natural gas stream is cooled by adiabatic expansion. 3. Способ по п.1 или 2, в котором газовый поток, содержащий газообразные кислые вещества, отделяют от суспензии под воздействием силы тяжести или центробежной силы.3. The method according to claim 1 or 2, in which the gas stream containing gaseous acidic substances is separated from the suspension under the influence of gravity or centrifugal force. 4. Способ по любому из пп.1-3, в котором дополнительно удаляют твердые кислые вещества из суспензии.4. The method according to any one of claims 1 to 3, in which additional solid acidic substances are removed from the suspension. 5. Способ по п.4, в котором твердые кислые вещества удаляют путем нагревания суспензии и расплавления твердых кислых веществ с образованием тем самым жидкости, обогащенной кислыми веществами.5. The method according to claim 4, in which the solid acidic substances are removed by heating the suspension and melting the solid acidic substances, thereby forming a liquid enriched in acidic substances. 6. Способ по п.5, в котором суспензию нагревают до температуры, которая выше точки плавления твердых кислых веществ.6. The method according to claim 5, in which the suspension is heated to a temperature that is higher than the melting point of solid acidic substances. 7. Способ по п.5 или 6, в котором суспензию нагревают путем добавления к ней теплой жидкости.7. The method according to claim 5 or 6, in which the suspension is heated by adding warm liquid to it. 8. Способ по п.5 или 6, в котором суспензию нагревают путем погружения в нее нагревателя.8. The method according to claim 5 or 6, in which the suspension is heated by immersion in the heater. 9. Способ по любому из пп.1-8, в котором жидкий растворитель включает любой один из таких как метанол, этанол, диметилсульфоксид, ионные жидкости, выбранные из группы, включающей имидазол, четвертичный аммоний, пирролидин, пиридин или тетраалкилфосфоний, или конденсат сжиженного природного газа (СПГ), включающий смесь С2, компонентов сжиженного нефтяного газа, компонентов С3 и С4 и С5+ углеводородов или их комбинацию.9. The method according to any one of claims 1 to 8, in which the liquid solvent comprises any one of methanol, ethanol, dimethyl sulfoxide, ionic liquids selected from the group consisting of imidazole, quaternary ammonium, pyrrolidine, pyridine or tetraalkylphosphonium, or a condensate liquefied natural gas (LNG), including a mixture of C2, components of liquefied petroleum gas, components C3 and C4 and C5 + hydrocarbons, or a combination thereof. 10. Способ по любому из пп.1-9, в котором дополнительно отделяют газообразные кислые вещества от жидкого раствора кислых веществ.10. The method according to any one of claims 1 to 9, in which gaseous acidic substances are further separated from the liquid solution of acidic substances. 11. Способ по п.10, в котором отделяют газообразные кислые вещества от жидкого раствора десорбцией.11. The method according to claim 10, in which gaseous acidic substances are separated from the liquid solution by desorption. 12. Способ по любому из пп.1-11, в котором кислые вещества включают СО2, Н28, меркаптаны, СО8, С82, ароматические углеводороды, ртуть или их смеси.12. The method according to any one of claims 1 to 11, in which the acidic substances include CO 2 , H 2 8, mercaptans, CO8, C8 2 , aromatic hydrocarbons, mercury, or mixtures thereof. 13. Устройство для удаления кислого вещества из потока дегидратированного природного газа, включающее емкость с зоной образования твердых веществ, связанную по потоку с зоной газовой сольватации, в которой зона образования твердых веществ выполнена с возможностью образования суспензии твердых кислых веществ и углеводородных жидкостей, и газового потока, содержащего газообразные кислые вещества, а зона газовой сольватации выполнена с возможностью образования жидкого раствора кислых веществ, емкость снабжена входом для ввода потока дегидратированного природного газа в зону образования твердых веществ; средством для связи по потоку, выполненном для направления газового потока, содержащего газообразные кислые вещества, из зоны образования твердых веществ в зону газовой сольватации; входом для ввода жидкого растворителя в зону газовой сольватации; первым выходом для удаления жидкого раствора кислых веществ из зоны газовой сольватации и вторым выходом для удаления потока дегидратированного раскисленного газового продукта из зоны газовой сольватации.13. A device for removing an acidic substance from a dehydrated natural gas stream, including a container with a zone of formation of solids, connected downstream to the zone of gas solvation, in which the zone of formation of solids is configured to form a suspension of solid acidic substances and hydrocarbon liquids, and a gas stream containing gaseous acidic substances, and the gas solvation zone is configured to form a liquid solution of acidic substances, the tank is equipped with an inlet for input idratirovannogo natural gas in the solids formation zone; means for communication over a stream made to direct a gas stream containing gaseous acidic substances from the zone of formation of solids into the zone of gas solvation; an entrance for introducing a liquid solvent into the gas solvation zone; the first exit to remove a liquid solution of acidic substances from the gas solvation zone and the second exit to remove a stream of dehydrated deoxidized gas product from the gas solvation zone. 14. Устройство для удаления кислого вещества из потока дегидратированного природного газа, включающее первую емкость с зоной образования твердых веществ, связанную по потоку со второй емкостью с зоной газовой сольватации, где зона образования твердых веществ выполнена с возможностью образования суспензии твердых кислых веществ и углеводородных жидкостей, газового потока, содержащего газообразные кислые вещества, а зона газовой сольватации выполнена с возможностью образования жидкого раствора кислых веществ, первая емкость снабжена входом для ввода потока дегидратированного природного газа в зону образования твердых веществ и средством для связи по потоку, вы14. A device for removing acidic matter from a stream of dehydrated natural gas, comprising a first container with a zone of formation of solids, connected downstream from the second tank with a zone of gas solvation, where the zone of formation of solids is configured to form a suspension of solid acidic substances and hydrocarbon liquids, a gas stream containing gaseous acidic substances, and the gas solvation zone is configured to form a liquid solution of acidic substances, the first tank is provided with By moving to enter a dehydrated natural gas stream into the solid formation zone and a means of flow communication, you - 8 012227 полненным для направления газового потока, содержащего газообразные кислые вещества, из зоны образования твердых веществ в зону газовой сольватации; вторая емкость снабжена входом для ввода жидкого растворителя в зону газовой сольватации; первым выходом для удаления жидкого раствора кислых веществ из зоны газовой сольватации и вторым выходом для удаления потока дегидратированного раскисленного газового продукта из зоны газовой сольватации.- 8 012227 complete for directing a gas stream containing gaseous acidic substances from the zone of formation of solids into the zone of gas solvation; the second tank is equipped with an input for introducing a liquid solvent into the gas solvation zone; the first exit to remove a liquid solution of acidic substances from the gas solvation zone and the second exit to remove a stream of dehydrated deoxidized gas product from the gas solvation zone. 15. Устройство по п.13 или 14, дополнительно включающее газовый холодильник для охлаждения потока дегидратированного природного газа, поступающего в зону образования твердых веществ.15. The device according to item 13 or 14, further comprising a gas refrigerator for cooling the flow of dehydrated natural gas entering the zone of formation of solids. 16. Устройство по п.15, в котором газовый холодильник представяляет собой газовый экспандер для адиабатического расширения подаваемого потока дегидратированного природного газа.16. The device according to clause 15, in which the gas refrigerator is a gas expander for adiabatic expansion of the dehydrated natural gas feed stream. 17. Устройство по п.16, в котором газовый экспандер представляет собой вентиль Джоуля-Томсона, дроссель или трубку Вентури, турбоэкспандер или турбоэкспандер, последовательно соединенный с вентилем Джоуля-Томсона.17. The device according to clause 16, in which the gas expander is a Joule-Thomson valve, throttle or venturi, a turboexpander or turboexpander connected in series with the Joule-Thomson valve. 18. Устройство по п.16 или 17, в котором газовый экспандер выполнен с возможностью ограничения ввода потока дегидратированного природного газа в зону образования твердых веществ.18. The device according to clause 16 or 17, in which the gas expander is configured to limit the input flow of dehydrated natural gas into the zone of formation of solids. 19. Устройство по любому из пп.13-18, в котором зона образования твердых веществ дополнительно включает зону сбора для образования суспензии твердых кислых веществ и жидкого концентрата.19. The device according to any one of paragraphs.13-18, in which the zone of formation of solids further includes a collection zone for the formation of a suspension of solid acidic substances and liquid concentrate. 20. Устройство по п.19, дополнительно включающее нагреватель, расположенный в зоне сбора, для нагревания суспензии и расплавления твердых кислых веществ.20. The device according to claim 19, further comprising a heater located in the collection zone for heating the suspension and melting solid acidic substances. 21. Устройство по п.20, в котором нагреватель представляет собой погружной нагреватель или теплообменник.21. The device according to claim 20, in which the heater is an immersion heater or heat exchanger. 22. Устройство по п.19, в котором зона сбора выполнена с возможностью доступа теплой жидкости в суспензию для нагревания суспензии и расплавления твердых кислых веществ.22. The device according to claim 19, in which the collection zone is made with the possibility of access of warm liquid into the suspension for heating the suspension and melting solid acidic substances. 23. Устройство по любому из пп.19-22, дополнительно снабженное выходом для удаления жидких кислых веществ из зоны сбора.23. The device according to any one of claims 19-22, further provided with an outlet for removing liquid acidic substances from the collection zone. 24. Устройство по любому из пп.19-23, дополнительно снабженное выходом для удаления жидкого углеводорода из зоны сбора.24. The device according to any one of claims 19-23, further provided with an outlet for removing liquid hydrocarbon from the collection zone. 25. Устройство по п.24, в котором выход для удаления жидкого углеводорода расположен над выходом для удаления жидких кислых веществ.25. The device according to paragraph 24, in which the outlet for removing liquid hydrocarbon is located above the outlet for removing liquid acidic substances. 26. Устройство по любому из пп.13-25, в котором средство связи по потоку выполнено с возможностью предотвращения возвращения жидкой фазы из зоны газовой сольватации в зону образования твердых веществ.26. The device according to any one of paragraphs.13-25, in which the means of flow communication is configured to prevent the return of the liquid phase from the gas solvation zone to the zone of formation of solids. 27. Устройство по п.26, в котором средство связи по потоку представляет собой тарелку с патрубком для прохода газа или вентиль одностороннего действия.27. The device according to p, in which the means of communication downstream is a plate with a pipe for the passage of gas or a single-acting valve. 28. Устройство по любому из пп.13-27, дополнительно включающее средство для приведения в контакт жидкости и газа, расположенное в зоне газовой сольватации.28. The device according to any one of paragraphs.13-27, further comprising a means for bringing into contact the liquid and gas located in the zone of gas solvation. 29. Устройство по п.28, в котором средство для приведения в контакт жидкости и газа выполнено в виде тарелок или неупорядоченной насадки или структурированной насадки.29. The device according to p, in which the means for bringing into contact the liquid and gas is made in the form of plates or disordered nozzles or structured nozzles. 30. Устройство по п.28 или 29, в котором вход для ввода жидкого растворителя в зону газовой сольватации расположен над средством для приведения в контакт жидкости и газа.30. The device according to p. 28 or 29, in which the input for introducing a liquid solvent into the gas solvation zone is located above the means for bringing the liquid and gas into contact. 31. Устройство по любому из пп.13-30, в котором вход выполнен в виде множества распылительных сопел или распределителя жидкости.31. The device according to any one of paragraphs.13-30, in which the inlet is made in the form of multiple spray nozzles or liquid distributor. 32. Устройство по любому из пп.13-31, в котором первый выход для удаления жидкого раствора кислых веществ из зоны газовой сольватации связан по потоку с десорбером для удаления кислых вешеств из жидкого раствора и извлечения жидкого растворителя.32. The device according to any one of paragraphs.13-31, in which the first outlet for removing a liquid solution of acidic substances from the gas solvation zone is connected downstream with a stripper for removing acidic substances from the liquid solution and extracting the liquid solvent. 33. Устройство по п.32, дополнительно включающее средство для рециркуляции извлеченного жидкого растворителя к входу для ввода жидкого растворителя в зону газовой сольватации.33. The device according to p, further comprising means for recirculating the recovered liquid solvent to the inlet for introducing the liquid solvent into the gas solvation zone. 34. Способ извлечения жидкого диоксида углерода из потока дегидратированного природного газа, в котором охлаждают поток дегидратированного природного газа с образованием суспензии твердых частиц диоксида углерода и углеводородных жидкостей и газового потока, содержащего газообразный диоксид углерода;34. A method for recovering liquid carbon dioxide from a dehydrated natural gas stream, wherein the dehydrated natural gas stream is cooled to form a suspension of solid particles of carbon dioxide and hydrocarbon liquids and a gas stream containing carbon dioxide gas; отделяют газовый поток, содержащий газообразный диоксид углерода, от суспензии; обрабатывают газовый поток, содержащий газообразный диоксид углерода, жидким растворителем с получением жидкого раствора диоксида углерода и нагревают суспензию и расплавляют твердые частицы диоксида углерода с образованием жидкого диоксида углерода.separating the gas stream containing gaseous carbon dioxide from the suspension; treating the gas stream containing gaseous carbon dioxide with a liquid solvent to obtain a liquid solution of carbon dioxide and heating the suspension and melting the solid particles of carbon dioxide to form liquid carbon dioxide.
EA200800827A 2005-09-15 2006-09-15 Process and apparatus for removal of sour species from a natural gas stream EA012227B1 (en)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
AU2005905089A AU2005905089A0 (en) 2005-09-15 Process and apparatus for removal of sour species from a natural gas stream
PCT/AU2006/001356 WO2007030888A1 (en) 2005-09-15 2006-09-15 Process and apparatus for removal of sour species from a natural gas stream

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200800827A1 EA200800827A1 (en) 2008-06-30
EA012227B1 true EA012227B1 (en) 2009-08-28

Family

ID=37864568

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200800827A EA012227B1 (en) 2005-09-15 2006-09-15 Process and apparatus for removal of sour species from a natural gas stream

Country Status (9)

Country Link
US (1) US20100147022A1 (en)
EP (1) EP1931755A4 (en)
CN (1) CN101283078A (en)
AU (2) AU2006291954C1 (en)
CA (1) CA2622570A1 (en)
EA (1) EA012227B1 (en)
MY (1) MY145090A (en)
NZ (1) NZ566742A (en)
WO (1) WO2007030888A1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2731426C2 (en) * 2015-12-03 2020-09-02 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Method for removing co2 from a contaminated hydrocarbon feed stream

Families Citing this family (59)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2667429C (en) * 2006-10-24 2015-04-07 Shell Canada Limited Process for producing purified natural gas
CA2674618C (en) 2007-01-19 2015-02-10 Exxonmobil Upstream Research Company Integrated controlled freeze zone (cfz) tower and dividing wall (dwc) for enhanced hydrocarbon recovery
AU2008213739C1 (en) * 2007-02-09 2017-01-12 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process and apparatus for depleting carbon dioxide content in a natural gas feedstream containing ethane and C3+ hydrocarbons
GB0709433D0 (en) * 2007-05-16 2007-06-27 Gasconsult Ltd Process for removal of carbon dioxide from gases
AU2008263948B2 (en) * 2007-06-12 2011-09-22 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for the purification of methane containing streams by cooling and extraction
WO2009144275A1 (en) * 2008-05-30 2009-12-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Producing purified hydrocarbon gas from a gas stream comprising hydrocarbons and acidic contaminants
WO2009144277A2 (en) * 2008-05-30 2009-12-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for producing purified hydrocarbon gas
WO2010003894A1 (en) * 2008-07-10 2010-01-14 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removing a gaseous contaminant from a contaminated gas stream
RU2011106108A (en) * 2008-07-18 2012-08-27 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. (NL) TWO-STAGE METHOD FOR PRODUCING CLEANED GAS
BRPI0917687A2 (en) 2008-08-29 2015-12-01 Shell Int Research process for removing gaseous contaminants from a feed gas stream, and cryogenic separation device.
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
WO2010079175A2 (en) * 2009-01-08 2010-07-15 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process and apparatus for separating a gaseous product from a feed stream comprising contaminants
BRPI1014038A2 (en) 2009-04-20 2016-04-12 Exxonmobil Upstream Res Co system and method for removing acid gases from a raw gas stream.
EP2255864A1 (en) * 2009-05-26 2010-12-01 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removing gaseous contaminants from a feed stream
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
WO2011026170A1 (en) * 2009-09-01 2011-03-10 Cool Energy Limited Process and apparatus for reducing the concentration of a sour species in a sour gas
US20120125043A1 (en) * 2009-09-09 2012-05-24 Exxonmobile Upstream Research Company Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream
CA2683983A1 (en) * 2009-10-21 2011-04-21 Carbon Solutions Inc. Stabilization and remote recovery of acid gas fractions from sour wellsite gas
SG182308A1 (en) 2010-01-22 2012-08-30 Exxonmobil Upstream Res Co Removal of acid gases from a gas stream, with co2 capture and sequestration
EP2531269A4 (en) * 2010-02-03 2014-02-19 Exxonmobil Upstream Res Co Systems and methods for using cold liquid to remove solidifiable gas components from process gas streams
GB201004638D0 (en) 2010-03-19 2010-05-05 Univ Belfast Separation of gases
FR2959512B1 (en) 2010-04-29 2012-06-29 Total Sa PROCESS FOR TREATING NATURAL GAS CONTAINING CARBON DIOXIDE
SG186802A1 (en) 2010-07-30 2013-02-28 Exxonmobil Upstream Res Co Cryogenic systems for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream using co-current separation devices
FR2964390B1 (en) * 2010-09-03 2012-09-28 Total Sa PROCESS FOR TREATING NATURAL GAS CONTAINING CARBON DIOXIDE
WO2012030223A1 (en) * 2010-09-03 2012-03-08 Twister B.V. Refining system and method for refining a feed gas stream
US8635885B2 (en) * 2010-10-15 2014-01-28 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods of heating value control in LNG liquefaction plant
DE102011084733A1 (en) * 2011-10-18 2013-04-18 Victoria Capital Investments Group LTD. Method and device for dewatering a CO 2 -containing gas
CA2856573A1 (en) * 2011-12-01 2013-06-06 Statoil Petroleum As Process with continuously stirred tank reactor absorber and flash tank stripper
WO2013142100A1 (en) 2012-03-21 2013-09-26 Exxonmobil Upstream Research Company Separating carbon dioxide and ethane from a mixed stream
WO2013144671A1 (en) * 2012-03-27 2013-10-03 Total Sa Cryogenic separation process of a feed gas stream containing carbon dioxide and methane
US20150093313A1 (en) * 2013-09-30 2015-04-02 Uop Llc Ionic liquid and solvent mixtures for hydrogen sulfide removal
WO2015084499A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of modifying a liquid level during start-up operations
MY177751A (en) 2013-12-06 2020-09-23 Exxonmobil Upstream Res Co Method and device for separating a feed stream using radiation detectors
WO2015084497A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of dehydrating a feed stream processed in a distillation tower
US9869511B2 (en) 2013-12-06 2018-01-16 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a spray assembly
WO2015084498A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for separating a feed stream with a feed stream distribution mechanism
US9752827B2 (en) 2013-12-06 2017-09-05 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of maintaining a liquid level in a distillation tower
US9874395B2 (en) 2013-12-06 2018-01-23 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for preventing accumulation of solids in a distillation tower
US9562719B2 (en) 2013-12-06 2017-02-07 Exxonmobil Upstream Research Company Method of removing solids by modifying a liquid level in a distillation tower
MY177768A (en) 2013-12-06 2020-09-23 Exxonmobil Upstream Res Co Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a heating mechanism to destabilize and/or prevent adhesion of solids
US9964034B2 (en) 2014-04-09 2018-05-08 Exxonmobil Upstream Research Company Methods for producing a fuel gas stream
US10495379B2 (en) 2015-02-27 2019-12-03 Exxonmobil Upstream Research Company Reducing refrigeration and dehydration load for a feed stream entering a cryogenic distillation process
US10928128B2 (en) 2015-05-04 2021-02-23 GE Oil & Gas, Inc. Preparing hydrocarbon streams for storage
WO2016179115A1 (en) * 2015-05-06 2016-11-10 Sustainable Energy Solutions, Llc Methods of cryogenic purification, ethane separation, and systems related thereto
US10365037B2 (en) 2015-09-18 2019-07-30 Exxonmobil Upstream Research Company Heating component to reduce solidification in a cryogenic distillation system
US11255603B2 (en) 2015-09-24 2022-02-22 Exxonmobil Upstream Research Company Treatment plant for hydrocarbon gas having variable contaminant levels
BR112018011026A2 (en) * 2015-12-03 2018-11-21 Shell Int Research Method and system for liquefying a contaminated stream of gas containing hydrocarbons.
WO2017116731A1 (en) * 2015-12-29 2017-07-06 Uop Llc Process and apparatus for recovering light hydrocarbons by sponge absorption
US10323495B2 (en) 2016-03-30 2019-06-18 Exxonmobil Upstream Research Company Self-sourced reservoir fluid for enhanced oil recovery
DE102016010515A1 (en) * 2016-08-30 2018-03-01 Linde Aktiengesellschaft Process and apparatus for effective stripping of partially loaded detergent in physical gas scrubbing
US11124692B2 (en) 2017-12-08 2021-09-21 Baker Hughes Holdings Llc Methods of using ionic liquid based asphaltene inhibitors
US12030000B2 (en) * 2017-12-22 2024-07-09 Sustainable Energy Solutions, Llc Vessel and method for solid-liquid separation
US11447710B2 (en) * 2018-05-07 2022-09-20 8 Rivers Capital, Llc Separation of sulfurous materials
WO2020005552A1 (en) 2018-06-29 2020-01-02 Exxonmobil Upstream Research Company Hybrid tray for introducing a low co2 feed stream into a distillation tower
WO2020005553A1 (en) 2018-06-29 2020-01-02 Exxonmobil Upstream Research Company (Emhc-N1.4A.607) Mixing and heat integration of melt tray liquids in a cryogenic distillation tower
EA202091413A1 (en) 2018-07-11 2020-09-24 Бейкер Хьюз Холдингз Ллк WELL ASPHALTEN INHIBITORS BASED ON IONIC LIQUID AND METHODS OF THEIR APPLICATION
EP4051400A1 (en) * 2019-10-30 2022-09-07 Exxonmobil Upstream Research Company (EMHC-N1-4A-607) Integration of contaminant separation and regasification systems
US11794127B2 (en) 2020-03-30 2023-10-24 Sustainable Energy Solutions, Inc Methods and systems for separating compounds
US20230021519A1 (en) * 2021-07-23 2023-01-26 The Tisdale Group, LLC Atmospheric Water Harvester with Cryogenic System

Citations (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3977203A (en) * 1974-03-25 1976-08-31 Kansas University Endowment Association Purification of natural gas by liquid/liquid extraction with a polar solvent
US5451249A (en) * 1994-06-14 1995-09-19 International Fuel Cells Landfill gas treatment system
US5819555A (en) * 1995-09-08 1998-10-13 Engdahl; Gerald Removal of carbon dioxide from a feed stream by carbon dioxide solids separation
WO1999037741A1 (en) * 1998-01-23 1999-07-29 Exxon Research And Engineering Company Production of low sulfur syngas from natural gas with c4+/c5+ hydrocarbon recovery
US5983663A (en) * 1998-05-08 1999-11-16 Kvaerner Process Systems, Inc. Acid gas fractionation
WO2001019496A1 (en) * 1999-09-15 2001-03-22 Eickmeyer & Associates Method and composition for removing co2 and h2s from gas mixtures
US20020174678A1 (en) * 2001-05-04 2002-11-28 Wilding Bruce M. Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods related to same
US20030103884A1 (en) * 2001-11-30 2003-06-05 The Regents Of The University Of California Low-emission method of recovering sulfur from sour industrial gases
WO2003062725A1 (en) * 2002-01-18 2003-07-31 Curtin University Of Technology Process and device for production of lng by removal of freezable solids
WO2004070297A1 (en) * 2003-02-07 2004-08-19 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Removing contaminants from natural gas

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2996891A (en) * 1957-09-23 1961-08-22 Conch Int Methane Ltd Natural gas liquefaction cycle
US2991896A (en) * 1957-12-30 1961-07-11 Wheaton Glass Company Reinforced glass aerosol containers
GB997507A (en) * 1963-11-04 1965-07-07 Couch Internat Methane Ltd Process for the cold separation of gas mixtures
US3376709A (en) * 1965-07-14 1968-04-09 Frank H. Dickey Separation of acid gases from natural gas by solidification
US3398544A (en) * 1966-07-27 1968-08-27 Continental Oil Co Solidification of acidic components in natural gas
US4533372A (en) * 1983-12-23 1985-08-06 Exxon Production Research Co. Method and apparatus for separating carbon dioxide and other acid gases from methane by the use of distillation and a controlled freezing zone
US4923493A (en) * 1988-08-19 1990-05-08 Exxon Production Research Company Method and apparatus for cryogenic separation of carbon dioxide and other acid gases from methane
US5062270A (en) * 1990-08-31 1991-11-05 Exxon Production Research Company Method and apparatus to start-up controlled freezing zone process and purify the product stream
US5265428A (en) * 1990-10-05 1993-11-30 Exxon Production Research Company Bubble cap tray for melting solids and method for using same
CA2383283C (en) * 2001-05-11 2010-09-07 Institut Francais Du Petrole Pretreatment process for a natural gas that contains acid compounds

Patent Citations (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3977203A (en) * 1974-03-25 1976-08-31 Kansas University Endowment Association Purification of natural gas by liquid/liquid extraction with a polar solvent
US5451249A (en) * 1994-06-14 1995-09-19 International Fuel Cells Landfill gas treatment system
US5819555A (en) * 1995-09-08 1998-10-13 Engdahl; Gerald Removal of carbon dioxide from a feed stream by carbon dioxide solids separation
WO1999037741A1 (en) * 1998-01-23 1999-07-29 Exxon Research And Engineering Company Production of low sulfur syngas from natural gas with c4+/c5+ hydrocarbon recovery
US5983663A (en) * 1998-05-08 1999-11-16 Kvaerner Process Systems, Inc. Acid gas fractionation
WO2001019496A1 (en) * 1999-09-15 2001-03-22 Eickmeyer & Associates Method and composition for removing co2 and h2s from gas mixtures
US20020174678A1 (en) * 2001-05-04 2002-11-28 Wilding Bruce M. Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods related to same
US20030103884A1 (en) * 2001-11-30 2003-06-05 The Regents Of The University Of California Low-emission method of recovering sulfur from sour industrial gases
WO2003062725A1 (en) * 2002-01-18 2003-07-31 Curtin University Of Technology Process and device for production of lng by removal of freezable solids
WO2004070297A1 (en) * 2003-02-07 2004-08-19 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Removing contaminants from natural gas

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2731426C2 (en) * 2015-12-03 2020-09-02 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Method for removing co2 from a contaminated hydrocarbon feed stream

Also Published As

Publication number Publication date
CN101283078A (en) 2008-10-08
AU2006291954B2 (en) 2010-01-21
US20100147022A1 (en) 2010-06-17
EA200800827A1 (en) 2008-06-30
WO2007030888A1 (en) 2007-03-22
CA2622570A1 (en) 2007-03-22
AU2006291954C1 (en) 2014-01-09
MY145090A (en) 2011-12-30
EP1931755A4 (en) 2011-08-03
AU2010201570A1 (en) 2010-05-13
NZ566742A (en) 2010-07-30
AU2006291954A1 (en) 2007-03-22
EP1931755A1 (en) 2008-06-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA012227B1 (en) Process and apparatus for removal of sour species from a natural gas stream
RU2533260C2 (en) Method of purification from acidic compounds and gaseous flow liquefaction and device for its realisation
US9396854B2 (en) Process and apparatus for removing gaseous contaminants from gas stream comprising gaseous contaminants
CA2574034C (en) Process and apparatus for the liquefaction of carbon dioxide
RU2194930C2 (en) Method for liquefaction of natural gas containing at least one freezable component
EA009563B1 (en) Removing contaminants from natural gas
US20120031143A1 (en) Process and appartus for removing gaseous contaminants from gas stream comprising gaseous contaminants
RU2009119469A (en) METHOD AND DEVICE FOR HYDROCARBON FLOW TREATMENT
US20200271380A1 (en) System and method for liquefying production gas from a gas source
US20090299122A1 (en) Process for producing a purified hydrocarbon gas
US11377401B2 (en) Efficiency of a gas conditioning system via hydrate inhibitor injection
US20090299120A1 (en) Process for producing purified gas
AU2007216935B2 (en) Removing contaminants from natural gas by cooling
AU2013205631A1 (en) Process and apparatus for removal of sour species from a natural gas stream
CN113430026A (en) Oil field associated gas recovery system
CA2569069A1 (en) Removing contaminants from natural gas by cooling

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

PC4A Registration of transfer of a eurasian patent by assignment
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 KZ TM