EA012227B1 - Способ и устройство для удаления кислых веществ из потока природного газа - Google Patents

Способ и устройство для удаления кислых веществ из потока природного газа 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
English (en)
Other versions
EA200800827A1 (ru
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/ru
Publication of EA012227B1 publication Critical patent/EA012227B1/ru

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

Предлагается способ удаления кислых веществ из подаваемого потока дегидратированного природного газа. Подаваемый поток дегидратированного природного газа охлаждается до условий, при которых образуется суспензия твердых кислых веществ и углеводородных жидкостей совместно с газовым потоком, содержащим газообразные кислые вещества. Газовый поток, содержащий газообразные кислые вещества, затем отделяется от суспензии и обрабатывается жидким растворителем и тем самым образуется жидкий раствор кислых веществ и продукт в виде потока дегидратированного раскисленного природного газа. Также предлагается устройство для удаления кислых веществ из подаваемого потока дегидратированного природного газа. Устройство имеет емкость с зоной образования твердых веществ, связанной потоками с зоной газовой сольватации. Зона образования твердых веществ сконфигурирована для облегчения образования суспензии из твердых кислых веществ и углеводородных жидкостей и газового потока, содержащего газообразные кислые вещества. Зона газовой сольватации сконфигурирована для облегчения образования жидкого раствора кислых веществ. Устройство имеет вход для ввода подаваемого потока дегидратированного природного газа в зону образования твердых веществ, трубопровод, сконфигурированный для направления газового потока из зоны образования твердых веществ в зону газовой сольватации, и вход для ввода жидкого растворителя в зону газовой сольватации.

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.
Настоящее изобретение также относится к способу извлечения жидкого диоксида углерода из потока природного газа.
Технический уровень настоящего изобретения
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
Настоящее изобретение направлено на преодоление по меньшей мере некоторых из вышеупомянутых недостатков.
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.
Сущность изобретения
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 веще
- 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.
Таким образом, настоящее изобретение предлагает способ удаления кислых веществ из исходного подаваемого потока дегидратированного природного газа, включающий стадии:
a) охлаждения подаваемого потока дегидратированного природного газа и формирования суспензии из твердых кислых веществ и углеводородных жидкостей и газового потока, содержащего газообразные кислые вещества;
b) разделения газового потока, содержащего газообразные кислые вещества, и суспензии;
c) обработки газового потока, содержащего газообразные кислые вещества, жидким растворителем и образования дегидратированного раскисленного газового потока и жидкого раствора кислых веществ.
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.
Термин «дегидратированный раскисленный газовый поток, используемый здесь, относится к подаваемому потоку дегидратированного газа, из которого были в значительной степени удалены кислые вещества.
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.
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.
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.
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.
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.
В некоторых воплощениях изобретения стадия контактирования газового потока, содержащего газообразные кислые вещества, с жидким растворителем включает смешивание газового потока и жидкого растворителя.
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.
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 кислые
- 2 012227 вещества, и зона сольватации газа имеет конфигурацию, облегчающую образование жидкого раствора кислых веществ;
вход для ввода подаваемого потока дегидратированного природного газа в зону образования твердых веществ;
устройство для связи потоков, имеющее конфигурацию для направления газового потока, содержащего газообразные кислые вещества, из зоны образования твердых веществ в зону газовой сольватации;
вход для ввода жидкого растворителя в зону газовой сольватации;
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
Устройство также включает выход, через который из зоны сбора могут удаляться полученные жидкие кислые вещества.
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.
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.
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.
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 разме
- 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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
В третьем аспекте настоящего изобретения обеспечивается способ извлечения жидкого диоксида углерода из подаваемого потока дегидратированного природного газа, включающий стадии:
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;
b) разделения газового потока, содержащего газообразный диоксид углерода, и суспензии;
c) обработки газового потока, содержащего газообразный диоксид углерода, жидким растворителем и образования жидкого раствора диоксида углерода; и
б) нагревания суспензии и расплавления твердых частиц диоксида углерода с образованием жидкого диоксида углерода.
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.
Краткое описание чертежей
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;
фиг. 2 - блок-схему процесса в соответствии с альтернативным воплощением настоящего изобрете
- 4 012227 ния; и фиг. 3 - блок-схему процесса в соответствии с другим воплощением настоящего изобретения.
Подробное описание предпочтительных воплощений изобретения
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.
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.
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.
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.
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.
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).
Условия давления и температуры в испарительной емкости 18 обычно составляют порядка от 30 до 70 бар и от около -15 до -40°С.
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.
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.
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.
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.
В этом конкретном воплощении вентиль 26 Джоуля-Томсона ограничивает вход 28 для потока де
- 5 012227 гидратированного природного газа в емкость 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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
В альтернативном воплощении, показанном на фиг. 2, емкость 12 снабжена уплотняющим лотком 51, включающим сплошной лоток, расположенный поперек емкости 12. В этой конфигурации отсутству
- 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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
Из вышеприведенного описания также становится очевидно, что внутри устройства 10 сохраняется
- 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.
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.
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.

Claims (34)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    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;
    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.
  2. 2. Способ по п.1, в котором поток дегидратированного природного газа охлаждают путем его адиабатического расширения.
  3. 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.
  4. 4. Способ по любому из пп.1-3, в котором дополнительно удаляют твердые кислые вещества из суспензии.
  5. 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.
  6. 6. Способ по п.5, в котором суспензию нагревают до температуры, которая выше точки плавления твердых кислых веществ.
  7. 7. Способ по п.5 или 6, в котором суспензию нагревают путем добавления к ней теплой жидкости.
  8. 8. Способ по п.5 или 6, в котором суспензию нагревают путем погружения в нее нагревателя.
  9. 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.
  10. 10. Способ по любому из пп.1-9, в котором дополнительно отделяют газообразные кислые вещества от жидкого раствора кислых веществ.
  11. 11. Способ по п.10, в котором отделяют газообразные кислые вещества от жидкого раствора десорбцией.
  12. 12. Способ по любому из пп.1-11, в котором кислые вещества включают СО2, Н28, меркаптаны, СО8, С82, ароматические углеводороды, ртуть или их смеси.
  13. 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.
  14. 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, вы
    - 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.
  15. 15. Устройство по п.13 или 14, дополнительно включающее газовый холодильник для охлаждения потока дегидратированного природного газа, поступающего в зону образования твердых веществ.
  16. 16. Устройство по п.15, в котором газовый холодильник представяляет собой газовый экспандер для адиабатического расширения подаваемого потока дегидратированного природного газа.
  17. 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.
  18. 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.
  19. 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.
  20. 20. Устройство по п.19, дополнительно включающее нагреватель, расположенный в зоне сбора, для нагревания суспензии и расплавления твердых кислых веществ.
  21. 21. Устройство по п.20, в котором нагреватель представляет собой погружной нагреватель или теплообменник.
  22. 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.
  23. 23. Устройство по любому из пп.19-22, дополнительно снабженное выходом для удаления жидких кислых веществ из зоны сбора.
  24. 24. Устройство по любому из пп.19-23, дополнительно снабженное выходом для удаления жидкого углеводорода из зоны сбора.
  25. 25. Устройство по п.24, в котором выход для удаления жидкого углеводорода расположен над выходом для удаления жидких кислых веществ.
  26. 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.
  27. 27. Устройство по п.26, в котором средство связи по потоку представляет собой тарелку с патрубком для прохода газа или вентиль одностороннего действия.
  28. 28. Устройство по любому из пп.13-27, дополнительно включающее средство для приведения в контакт жидкости и газа, расположенное в зоне газовой сольватации.
  29. 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.
  30. 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.
  31. 31. Устройство по любому из пп.13-30, в котором вход выполнен в виде множества распылительных сопел или распределителя жидкости.
  32. 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.
  33. 33. Устройство по п.32, дополнительно включающее средство для рециркуляции извлеченного жидкого растворителя к входу для ввода жидкого растворителя в зону газовой сольватации.
  34. 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;
    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.
EA200800827A 2005-09-15 2006-09-15 Способ и устройство для удаления кислых веществ из потока природного газа EA012227B1 (ru)

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 (ru) 2008-06-30
EA012227B1 true EA012227B1 (ru) 2009-08-28

Family

ID=37864568

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200800827A EA012227B1 (ru) 2005-09-15 2006-09-15 Способ и устройство для удаления кислых веществ из потока природного газа

Country Status (9)

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

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2731426C2 (ru) * 2015-12-03 2020-09-02 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ удаления со2 из загрязненного углеводородного потока сырья

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 (ru) * 2008-07-18 2012-08-27 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. (NL) Двухстадийный способ производства очищенного газа
BRPI0917687A2 (pt) 2008-08-29 2015-12-01 Shell Int Research processo para remover contaminantes gasosos de uma corrente de gás de alimentação, e, dispositivo de separação criogênica.
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 (pt) 2009-04-20 2016-04-12 Exxonmobil Upstream Res Co sistema e método para remover gases ácidos de uma corrente de gás bruto.
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 SYSTEM AND METHOD FOR USING A COLD LIQUID TO REMOVE COMPATIBLE GAS COMPONENTS FROM PROCESS GAS FLOWS
GB201004638D0 (en) 2010-03-19 2010-05-05 Univ Belfast Separation of gases
FR2959512B1 (fr) 2010-04-29 2012-06-29 Total Sa Procede de traitement d'un gaz naturel contenant du dioxyde de carbone
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 (fr) * 2010-09-03 2012-09-28 Total Sa Procede de traitement d'un gaz naturel contenant du dioxyde de carbone
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 (de) * 2011-10-18 2013-04-18 Victoria Capital Investments Group LTD. Verfahren und Vorrichtung zur Entwässerung eines C02-haltigen Gases
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 (pt) * 2015-12-03 2018-11-21 Shell Int Research ?método e sistema para liquefazer uma corrente contaminada de gás que contém hidrocarbonetos?
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 (de) * 2016-08-30 2018-03-01 Linde Aktiengesellschaft Verfahren und Vorrichtung zur effektiven Strippung von teilbeladenem Waschmittel bei physikalischen Gaswäschen
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 (ru) 2018-07-11 2020-09-24 Бейкер Хьюз Холдингз Ллк Скважинные ингибиторы асфальтенов на основе ионной жидкости и способы их применения
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 (fr) * 2001-05-11 2010-09-07 Institut Francais Du Petrole Procede de pretraitement d'un gaz naturel contenant des composes acides

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 (ru) * 2015-12-03 2020-09-02 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ удаления со2 из загрязненного углеводородного потока сырья

Also Published As

Publication number Publication date
CN101283078A (zh) 2008-10-08
AU2006291954B2 (en) 2010-01-21
US20100147022A1 (en) 2010-06-17
EA200800827A1 (ru) 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 (ru) Способ и устройство для удаления кислых веществ из потока природного газа
RU2533260C2 (ru) Способ для очистки от кислых соединений и сжижения газообразного потока и устройство для его осуществления
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 (ru) Способ сжижения потока природного газа, содержащего по меньшей мере один замораживаемый компонент
EA009563B1 (ru) Удаление загрязнителей из природного газа с помощью охлаждения
US20120031143A1 (en) Process and appartus for removing gaseous contaminants from gas stream comprising gaseous contaminants
RU2009119469A (ru) Способ и устройство для обработки потока углеводородов
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 (zh) 一种油田伴生气回收系统
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