EA014650B1 - Способ получения природного газа, очищенного от соединений серы - Google Patents

Способ получения природного газа, очищенного от соединений серы Download PDF

Info

Publication number
EA014650B1
EA014650B1 EA200701206A EA200701206A EA014650B1 EA 014650 B1 EA014650 B1 EA 014650B1 EA 200701206 A EA200701206 A EA 200701206A EA 200701206 A EA200701206 A EA 200701206A EA 014650 B1 EA014650 B1 EA 014650B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
stream
combined
hydrocarbon
gas
sulfur
Prior art date
Application number
EA200701206A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200701206A1 (ru
Inventor
Элеанор Р. Филер
Скотт П. Нортроп
Питер К. Расмуссен
Эдвард Дж. Грейв
Original Assignee
Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
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
Application filed by Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани filed Critical Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
Publication of EA200701206A1 publication Critical patent/EA200701206A1/ru
Publication of EA014650B1 publication Critical patent/EA014650B1/ru

Links

Classifications

    • 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
    • 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
    • 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
    • F25J3/0238—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 2 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
    • 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
    • F25J2200/76—Refluxing the column with condensed overhead gas being cycled in a quasi-closed loop refrigeration cycle
    • 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
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/06—Splitting of the feed stream, e.g. for treating or cooling in different ways
    • 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
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/66—Separating acid gases, e.g. CO2, SO2, H2S or RSH
    • 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
    • F25J2240/30—Dynamic liquid or hydraulic expansion with extraction of work, e.g. single phase or two-phase turbine
    • 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
    • F25J2260/00—Coupling of processes or apparatus to other units; Integrated schemes
    • F25J2260/80—Integration in an installation using carbon dioxide, e.g. for EOR, sequestration, refrigeration etc.
    • 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
    • F25J2270/04—Internal refrigeration with work-producing gas expansion 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
    • F25J2280/00—Control of the process or apparatus
    • F25J2280/40—Control of freezing of components
    • 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)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)

Abstract

Предусмотрен способ обработки углеводорода. В одном или большем числе вариантов осуществления способ включает разделение потока углеводорода, содержащего природный газ и кислый газ, на первый поток и второй поток. Альтернативно, первый поток и второй поток могут быть получены из других источников. Первый поток обрабатывают для удаления из него части кислого газа, в результате чего получают третий поток, содержащий кислый газ, удаленный из первого потока, и четвертый поток, содержащий менее чем 100 млн д. содержащих серу соединений. Второй поток объединяется с третьим потоком для получения объединенного потока, который сжимают и закачивают обратно в подземный коллектор.

Description

Область изобретения
Варианты осуществления настоящего изобретения, в общем, относятся к способам закачки углеводородных потоков и/или потоков отходов, отведенных из произведенных потоков углеводорода под землю, и к углеводородным продуктам, отведенным посредством таких способов.
Описание предшествующего уровня техники
Неочищенный природный газ и конденсат наиболее часто содержат кислотные примеси, включающие содержащие серу соединения, которые должны быть удалены перед использованием. В типичном процессе очистки содержащие серу соединения отделяются от углеводородного потока. Отделенные соединения серы затем обычно превращаются в нетоксичную, безопасную элементарную серу. Эта элементарная сера часто отгружается на заводы серной кислоты или хранится для более позднего использования.
Удаление серы часто является наиболее трудным с точки зрения как извлечения, так и стоимости, в связи с все более строгими правилами на окружающую среду и техническими условиями на продукт. Далее, в общем, нежелательно вырабатывать элементарную серу, поскольку имеет место затоваривание серой на большинстве рынков. Поэтому имеется потребность в эффективном по стоимости процессе обработки, который требует меньших капитальных затрат и меньших эксплуатационных расходов для производства очищенного газообразного углеводорода для целей потребления без препятствий и связанного с ними расхода на отделение и превращение примесей серы в элементарную серу.
Дополнительная информация, относящаяся к области изобретения, может быть найдена в: В.С.Наи! с! а1., Эсус1ортсп1 апб Аррбсабоп о£ 111с Соп1го11сб-Егссхс-2опс Ргосскк, 8РЕ Ртобисбоп Епфпсссппд. Т1зс 8ос1с!у, Β^с11а^бкоη. Тсхак, уо1. 4, № 3, Лидий 1989, рр.265-271 (Ι88Ν 0885-9221); Е.Р.Тйотак с! а1., С’опссрШа1 8!иб1ск £от С’О2/№1Шга1 Сак 8срагабоп Иктд 1Нс Соп1го11сб Егссхс 2опс (СЕ2) Ргосскк, Сак 8срагабоп & Риттбсабоп, уо1.2 бтс 1988, рр.84-89; И.8. 5956971 (Со1с с! а1.); Р.8.№г111гор с! а1., Стуодсшс 8оит Сак Ргосскк Айтасбус £от Лаб Сак 1п|ссНоп Аррбсабопк, Ргосссбшдк Αηииа1 Сопуспбоп - Сак Ргоссккогк Аккос1абоп, 14 Матсб 2004, рр.1-8 апб И.8. 2003/131726 (Тйотак с! а1.).
Сущность изобретения
Предлагается способ обработки углеводорода. В одном или большем числе вариантов осуществления способ включает получение первого углеводородного потока, содержащего метан и кислый газ, и второго потока углеводорода, содержащего метан и кислый газ. Альтернативно, первый и второй углеводородные потоки получают путем разделения подаваемого потока на первый и второй углеводородные потоки. Альтернативно, первый поток и второй поток могут быть получены из других источников. Первый поток обрабатывается, чтобы удалить из него часть кислого газа, в результате чего получают третий поток, содержащий кислый газ, удаленный из первого потока, и четвертый поток, содержащий менее чем 100 млн.д. содержащих серу соединений. Второй поток объединяют с третьим потоком, с получением объединенного потока, который сжимают и закачивают обратно в подземный коллектор. В одном или большем числе вариантов осуществления, описанных выше или где-нибудь в другом месте описания объединенный поток сжимают до давления на выходе приблизительно 200 бар или более перед обратной закачкой.
Альтернативный вариант осуществления изобретения включает способ получения природного газа. Способ включает получение первого потока углеводорода, содержащего метан и кислый газ, и второго потока углеводорода, содержащего метан и кислый газ. Обрабатывают первый поток, чтобы удалить из него часть кислого газа, в результате чего получают третий поток, содержащий кислый газ, удаленный из второго потока, и четвертый поток, содержащий менее чем 100 млн. д. содержащих серу соединений.
Объединяют второй поток и третий поток, с получением объединенного потока, сжимают объединенный поток и пропускают объединенный поток в подземный коллектор.
По меньшей мере в одном другом варианте осуществления способ включает, по меньшей мере, частичное разделение углеводородного потока, содержащего метан, этан, пропан, диоксид углерода, воду, одно или большее число содержащих серу соединений и от 0,5 до 10% по объему одного или большего числа углеводородов, имеющих четыре или большее число атомов углерода. Поток углеводорода по меньшей мере частично разделяется в режиме, достаточном, чтобы производить первый поток, содержащий одно или большее число содержащих серу соединений и по меньшей мере 2% по объему диоксида углерода от общего объема второго потока, и второй поток, содержащий один или большее число углеводородов, имеющих четыре или большее число атомов углерода. Первый поток обрабатывают в перегонной колонне, имеющей управляемую зону замораживания (СЕ2), чтобы производить третий поток, содержащий метан и более легкие соединения (например, азот и гелий), и четвертый поток, содержащий диоксид углерода, одно или большее число содержащих серу соединений, этан и некоторые более тяжелые углеводороды. Второй поток обходит байпасом вокруг перегонной колонны и смешивается с четвертым потоком, чтобы производить объединенный поток. Объединенный поток затем проходит в подземный коллектор.
Далее предусмотрен способ получения природного газа. По меньшей мере в одном варианте осуществления способ включает получение первого углеводородного потока, содержащего метан и кислый газ, и второго углеводородного потока, содержащего метан и кислый газ. Первый поток обрабатывают для
- 1 014650 удаления из него части кислого газа с получением третьего потока, содержащего кислый газ, удаленный из второго потока, и четвертый поток, содержащий менее чем 100 млн.д., содержащих серу соединений. Второй поток объединяют с третьим потоком с получением объединенного потока, который сжимается и проходит в подземный коллектор. Четвертый поток сжижают с получением потока сжиженного природного газа.
Краткое описание чертежей
Чтобы способ, в котором изложены выше признаки настоящего изобретения, мог быть понят обстоятельно, более конкретное описание изобретения, кратко суммированное выше, может быть дано посредством ссылки на варианты осуществления, некоторые из которых проиллюстрированы на прилагаемых чертежах. Необходимо отметить, однако, что прилагаемые чертежи иллюстрируют только типичные варианты осуществления этого изобретения и поэтому не должны рассматриваться как ограничивающие его объемом, поскольку изобретение может быть принято в других равно эффективных вариантах осуществления.
Фиг. 1 схематически изображает процесс 100 для обработки части углеводородного потока, требуемой для потребления, как топливный газ или продаваемый газ или то и другое, и обратную закачку оставшегося углеводородного потока.
Фиг. 2 представляет собой схематическую технологическую схему иллюстративного процесса 200 перегонки, который использует колонну 225, имеющую управляемую зону замораживания (ΟΡΖ) в соответствии с одним вариантом осуществления, описанным здесь.
Фиг. 3 схематически изображает альтернативный процесс 300 для обработки части углеводородного потока, требуемой для потребления, как топливный газ или продаваемый газ или то и другое, и обратную закачку оставшегося углеводородного потока. Этот процесс 300 подобен процессу 100 по фиг. 1, но также предусматривает блок 310 для разделения при низкой температуре перед блоком 125 для обработки высокосернистого нефтяного газа.
Подробное описание предпочтительного варианта осуществления
Введение и определения
Далее будет предусмотрено подробное описание. Каждый из прилагаемых пунктов формулы изобретения определяет отдельное изобретение, которое в целях избежать нарушения признано, как включающее эквиваленты различным признакам или ограничений, определенных в пунктах формулы изобретения. В зависимости от контекста все ссылки, приведенные ниже на изобретение, могут в некоторых случаях относиться только к некоторым конкретным вариантам осуществления. В других случаях будет признано, что ссылки на изобретение будут относиться к предмету изобретения, который излагается в одном или большем числе, но не обязательно во всех пунктах формулы изобретения. Каждое из изобретений будет теперь описано более подробно ниже, включая конкретные варианты осуществления, версии и примеры, но изобретения не ограничиваются этими вариантами осуществления, версиями или примерами, которые включены, чтобы дать возможность специалисту в этой области техники производить и использовать изобретения, когда информация в этом патенте объединяется с доступной информацией и технологией.
Различные термины, как использованы здесь, определены ниже. В известной степени, если термин, используемый в пункте формулы изобретения, не определен ниже, этому термину должно быть дано самое широкое определение специалистами в относящейся к этому области техники, как отраженному по меньшей мере в одной печатной публикации или опубликованном патенте.
Термин газ используется взаимозаменяемым образом с пар и обозначает вещество или смесь веществ в газообразном состоянии в отличие от жидкого или твердого состояния.
Термин кислый газ обозначает любые одно или большее число из диоксида углерода (СО2) , сероводорода (Н28), сероуглерода (С82), сульфида карбонила (СО8), меркаптанов (К-8Н, где В представляет собой алкильную группу, имеющую от одного до 20 атомов углерода), диоксида серы (8О2), их сочетаний, их смесей и их производных.
Термин высокосернистый нефтяной газ обозначает газ, содержащий нежелательные количества кислого газа, например 55 частей на миллион по объему (ррту) или более, или 500 ррту, или 5 об.% или более, или 15 об.% или более, или 35 об.% или более.
Конкретные варианты осуществления на чертежах
Далее приведены описания конкретных вариантов осуществления, показанных на чертежах. Подчеркивается, что пункты формулы изобретения не должны быть истолкованы как ограниченные аспектами чертежей. Фиг. 1 схематически изображает примерный процесс обработки потока углеводорода в соответствии с описанными вариантами осуществления. В одном или большем числе вариантов осуществления приток 10 к скважине, который содержит одно или любое сочетание природного газа, газоконденсата и эфирного масла, охлаждается и разделяется на газовую, нефтяную и водную фазы с использованием сепаратора 110, как, например, сосуда, работающего под давлением. Приток 10 к скважине предпочтительно разделяется при приблизительно 40°С или более и приблизительно 60 бар или более. Нефтяная и водная фазы обрабатываются, как необходимо. Газовая фаза представляет собой подаваемый углеводо
- 2 014650 родный поток 11, который разделяется на по меньшей мере первую часть или первый поток 20 и вторую часть или второй поток 30. В качестве таковых, первый поток 20 и второй поток 30 имеют идентичные составы. Первый поток 20 направляется в блок 125 для обработки газа, чтобы удалить кислый газ, производя поток 40 продукта для топлива или продажи, или для того и другого, и удаляемый поток 50. Второй поток 30 обходит байпасом блок 125 для обработки газа и объединяется с удаляемым потоком 50, чтобы обеспечить объединенный поток 60. Объединенный поток 60 сжимается посредством компрессора 150 и затем закачивается обратно или иным способом проходит в подземный коллектор 175 для удаления, для использования как жидкость для поддержания пластового давления, или для использования как агент для повышения добычи нефти (БОВ).
Подаваемый поток 11 может быть любым потоком, содержащим углеводород. Иллюстративный подаваемый поток 11 представляет собой поток высокосернистого нефтяного газа, который происходит из одной или большего числа эксплуатационных скважин для добычи углеводорода, либо береговых, либо морских, либо тех и других. Например, подаваемый поток 11 может быть объединенным потоком из двух или большего числа различных скважин. Иллюстративный подаваемый поток 11 включает от приблизительно 20 до приблизительно 95 об.% метана. Предпочтительно подаваемый поток 11 включает от приблизительно 50 до приблизительно 90 об.% метана. В дополнение к содержащему метан и один или большее число других углеводородов, иллюстративный подаваемый поток 11 может включать диоксид углерода, одно или большее число содержащих серу соединений и другие примеси. Например, подаваемый поток 11 может включать вплоть до 15 об.% одного или большего числа содержащих серу соединений и других примесей, от приблизительно 2 до приблизительно 65 об.% диоксида углерода и от приблизительно 20 до приблизительно 90 об.% одного или большего числа углеводородов. Обычные примеси в подаваемом потоке 11 могут включать, но не ограничиваться этим, воду, кислород, азот, аргон и гелий. Иллюстративные содержащие серу соединения могут включать, но не ограничиваться этим, меркаптаны, сероводород, сероуглерод, дисульфидное масло и сульфид карбонила.
В одном или большем числе углеводородов, вплоть до 10 об.% могут быть содержащими углерод соединениями, имеющими по меньшей мере четыре атома углерода, как, например, бутан, пентан, гексан и ароматические соединения, например. Иллюстративные ароматические соединения включают, но не ограничиваются этим, бензол, толуол, этилбензол и ксилол.
В одном или большем числе вариантов осуществления разделение подаваемого потока 11 определяется объемом газа, который необходим для топливного газа и/или продаваемого газа. В качестве такового объем газа, который необходим для топлива и/или продажи, направляется в блок 125 для обработки высокосернистого нефтяного газа, как первый поток 20, и остальное из подаваемого потока 11 отделяется во второй поток 30 и обходит байпасом вокруг блока 125 для обработки высокосернистого нефтяного газа. Например, по меньшей мере 10 об.% подаваемого потока 11 отделяется в первый поток 20 и обрабатывается в блоке 125 для обработки высокосернистого нефтяного газа с получением топливного газа, продаваемого газа или того и другого. В одном или большем числе вариантов осуществления по меньшей мере 15, 20, 30, 40 или 50% подаваемого потока 11 отделяется в первый поток 20 и обрабатывается в блоке 125 для обработки нефтяного высокосернистого газа. В одном или большем числе вариантов осуществления от приблизительно 10 до приблизительно 50 об.% разделяемого подаваемого потока 11 отделяется в первый поток 20. В одном или большем числе вариантов осуществления по меньшей мере 15, 20, 30, 40 или 50% подаваемого потока 11 отделяется во второй поток 30. В одном или большем числе вариантов осуществления от приблизительно 15 до приблизительно 50% подаваемого потока 11 отделяется во второй поток 30. В одном или большем числе вариантов осуществления от приблизительно 15 до приблизительно 30% подаваемого потока 11 отделяется во второй поток 30.
Хотя на фиг. 1 не показано, подаваемый поток 11 может быть обезвожен, чтобы удалить воду перед блоком 125 для обработки газа. Любая технология для удаления воды из газообразного потока может быть использована. Например, подаваемый поток 11 может быть обезвожен посредством прохода подаваемого потока 11 через слой набивки из молекулярных сит. В одном или большем числе вариантов осуществления, один или оба отдельных отделенных потоков 20, 30 могут быть обезвожены вместо или вдобавок к обезвоживанию подаваемого потока 11, как описано выше.
Блок 125 для обработки газа
Блок 125 для обработки газа удаляет кислый газ и другие примеси из первого потока 20. Кислый газ и другие примеси могут быть удалены из первого потока 20 с использованием любого процесса разделения, известного в этой области техники. Например, кислый газ и другие примеси могут быть удалены с использованием процесса экстракции растворителем. Термин «процесс экстракции растворителем» охватывает любой процесс, известный в этой области техники для экстракции кислых газов с использованием растворителя. Например, первый поток 20 может проходить в контактор и контактировать в противотоке с растворителем при давлении в диапазоне от низкого 10, 20 или 30 бар до высокого 80, 90 или 100 бар.
Контактор может быть абсорбционной башней или колонной, как, например, башня с колпачковыми тарелками, имеющая множество горизонтальных тарелок, расположенных повсюду с промежутками, или содержать материал набивки для контакта жидкости и пара.
- 3 014650
Предпочтительный растворитель будет физически и/или химически поглощать, хемосорбировать или иным образом захватывать кислые газы из первого потока 20 после контакта. Иллюстративные растворители включают, но не ограничиваются этим, алканоламины, ароматические амины, диамины, пространственно затрудненные амины, их смеси или их производные. Конкретные амины включают моноэтаноламин (МЕА), диэтаноламин (ΌΕΑ), дигликольамин, метилдиэтаноламин (ΜΌΕΑ; с активатором и без него), диизопропаноламин (ΌΙΡΑ), триэтаноламин (ΤΕΑ) и диметиланилин, например. Другие подходящие растворители могут включать, например, полиэтиленгликолевые эфиры и их производные, карбонаты, сульфиты, нитриты, каустики, метанол, сульфолан и Ы-метил-2-пирролидон (ΝΜΡ), либо один, либо в сочетании с аминами, перечисленными выше.
При работе первый поток 20 протекает вверх через контактор, в то время как обедненный растворитель протекает вниз через контактор. Это также известно, как противоток. Растворитель удаляет отгонкой или удаляет иным способом кислый газ и другие примеси из первого потока 20, производя поток 4 0 продукта для топлива или продажи, или того и другого. Растворитель, имеющий удаляемый кислый газ и другие примеси (то есть обогащенный растворитель) затем регенерируется с использованием технологий, хорошо известных в этой области техники. Подробности иллюстративного процесса абсорбции описаны в патенте США № 5820837.
Процесс избирательной абсорбции может также быть использован. Процесс избирательной абсорбции может быть использован один или в сочетании с процессом экстракции растворителем, описанным выше. Такие технологии избирательной абсорбции хорошо известны в этой области техники и являются более избирательными к конкретным типам химических веществ, как, например, сероводороду. Иллюстративные избирательные абсорбирующие вещества включают ИехкогЬ™ и ИехкогЬ 8Ε™, которые имеются в продаже от Еххоп МоЬй Кекеагсй аиб Епдшеегшд.
Растворитель ΜΌΕΑ, как описано выше, может также быть использован. Дополнительные подробности могут также быть найдены в патенте США № 5820837.
Криогенная перегонка
В одном или большем числе вариантов осуществления кислый газ и другие примеси могут быть удалены из первого потока 20 с использованием процесса криогенной перегонки. Первый поток 20 подается в перегонную колонну, которая работает при низкой температуре и орошается потоком охлажденного верхнего погона. Первый поток 20 может быть охлажден перед колонной с использованием перекрестного теплообмена с другими потоками процесса, потоками внешнего охлаждения, или посредством адиабатического расширения, как, например, расширение посредством вентиля Джоуля-Томпсона (1-Τ) или детандера, например. Часть потока верхнего погона представляет собой поток 40 продукта, и часть отстоя из колонны извлекается, как удаляемый поток 50. Количество кислого газа в верхнем погоне может управляться посредством конструкции колонны, как, например, числа тарелок, рабочей температуры, рабочего давления и т.д., и посредством модификации интенсивности орошения.
Температура и давление в колонне управляются так, чтобы твердая фаза не была образована в любом местоположении внутри колонны. В одном или большем числе вариантов осуществления давление в колонне составляет предпочтительно от приблизительно 20 бар до приблизительно 50 бар, и рабочая температура в колонне составляет от приблизительно -100 до приблизительно 10°С. Более предпочтительно давление в колонне составляет от приблизительно 20 до приблизительно 35 бар, и рабочая температура в колонне составляет от приблизительно -50 до приблизительно 0°С.
Типично, рабочая температура и давление в колонне зависят от концентрации диоксида углерода в первом потоке 20. Предпочтительно концентрация диоксида углерода в первом потоке 20 составляет от приблизительно 2 до приблизительно 10 об.%. Для концентраций диоксида углерода приблизительно 10 об.% или более, процесс криогенной перегонки, имеющий управляемую зону замораживания (СЕ2), является предпочтительным. Дополнительные подробности иллюстративного процесса криогенной перегонки описаны в патенте США 4533372.
(ΤΖ (фиг. 2)
Фиг. 2 представляет собой схему технологического процесса иллюстративного процесса 200 перегонки, который использует колонну 225, имеющую управляемую зону замораживания (ί',ΤΖ). как показано и описано в патентах США №№ 4533372; 4923493; 5062270; 5120338 и 5956971. Колонна 225 разделена на три различные секции, включая нижнюю перегонную секцию 230, среднюю управляемую зону замораживания 235 и верхнюю перегонную секцию 240. Второй поток 20 вводится в нижнюю перегонную секцию 230. Второй поток 20 может быть охлажден и/или расширен перед входом в колонну 225. Альтернативно, вентиль Джоуля-Томпсона может быть использован вместо детандера. Внутренние детали нижней секции 230 могут включать тарелки, сливные трубы, перегородки, набивку или любое их сочетание.
Поток 210 жидкости, который содержит диоксид углерода, выходит со дна нижней секции 230, и часть потока 210 жидкости нагревается в ребойлере 215. Поток 210 жидкости содержит кислый газ и часть этана и более тяжелых углеводородов из первого потока 20. Часть 213 потока 210 жидкости возвращается в колонну 225 как пар повторного испарения. Остаток от потока 210 жидкости покидает про
- 4 014650 цесс 200 как продукт отстоя, который представляет собой поток 50. Ребойлер 215 типично работает в диапазоне температур от приблизительно -10 до приблизительно 10°С. Ребойлер 215 может управляться так, чтобы оставить менее чем приблизительно 5% по объему метана в потоке 50, как, например, менее чем 4%, или менее чем 3%, или менее чем 2%, или менее чем 1%.
Более легкие пары выходят из нижней секции 230 через тарелку 216 с вытяжной трубой и контактируют с распыленной жидкостью из сопел или узлов 220 форсунок для распыления жидкости. Пар затем продолжает подниматься через верхнюю перегонную секцию 240 и контактирует с орошением, вводимым в колонну 225 через трубопровод 218. Пар выходит из колонны 225 через трубопровод 214 верхнего погона. Часть пара возвращается на верх колонны 225 как жидкое орошение через контур 250 охлаждения. Остаток пара удаляется из процесса 200 как топливный газ, продаваемый газ или то и другое, в потоке 40.
Контур 250 охлаждения верхнего погона включает перекрестный теплообменник 255 для извлечения энергии холода из пара, покидающего колонну через трубопровод 214. Поток 257 нагретого пара из теплообменника 255 сжимается в компрессоре 270 и охлаждается в охладителе 280. Часть потока 282 охлажденного пара проходит через теплообменник 255 и, по меньшей мере, частично конденсируется, чтобы образовать поток 254. По меньшей мере, частично сконденсированный поток 254 затем расширяется в детандере 255 и возвращается в верхнюю перегонную секцию 240 колонны 225 через трубопровод 218.
Жидкость в верхней перегонной секции 240 собирается и отводится из колонны 225 через трубопровод 262. Жидкость в трубопроводе 262 может быть накоплена в сосуде 265 и возвращена в управляемую зону замораживания 235 через распылительные форсунки 220. Пар, поднимающийся через тарелку 216 с вытяжной трубой, встречает струю, выходящую из сопел 220. Здесь газообразный диоксид углерода из поднимающегося пара контактирует с распыляемой холодной жидкостью и замораживается. Твердый диоксид углерода падает на дно управляемой зоны замораживания 235 и собирается на тарелке 216 с вытяжной трубой. Уровень жидкости (возможно, содержащий некоторые расплавленные твердые частицы) поддерживается на дне управляемой зоны замораживания 235. Температура может управляться посредством внешнего нагревателя (не показан). Нагреватель может быть электрическим или любым другим подходящим и доступным источником тепла. Жидкость стекает вниз со дна управляемой зоны замораживания 235 через внешний трубопровод 272 в верхний конец донной перегонной секции 230.
Обратимся снова к фиг. 1, где удаляемый поток 50 объединяется с байпасным вторым потоком 30, чтобы образовать объединенный поток 60. В случае, когда удаляемый поток 50 имеет более низкое давление, чем второй поток 30, удаляемый поток 50 может нагнетаться до более высокого давления и затем испаряться с использованием перекрестного теплообмена с другим потоком процесса или другой нагревающей средой. Далее, удаляемый поток 50 может нагнетаться до более высокого давления и мгновенно испаряться в байпасный второй поток 30. Еще далее, удаляемый поток 50 с более низким давлением может испаряться и затем сжиматься до более высокого давления.
В одном или большем числе вариантов осуществления удаляемый поток 50 и байпасный второй поток 30 смешиваются. Два потока 30, 50 могут быть смешаны в сосуде под давлением или статическом смесителе (не показаны). Альтернативно, потоки 30, 50 могут быть смешаны внутри трубопровода, имеющего достаточную длину и конфигурацию, чтобы удовлетворительно смешивать потоки.
В одном или большем числе вариантов осуществления объединенный поток 60 представляет собой газ с высоким молекулярным весом. Например, объединенный поток 60 может иметь удельный вес более чем 0,5. В одном или большем числе вариантов осуществления объединенный поток 60 имеет удельный вес более чем 0,6, более чем 0,7 или более чем 0,8. В одном или большем числе вариантов осуществления объединенный поток 60 имеет удельный вес более чем 1,0. В одном или большем числе вариантов осуществления объединенный поток 60 имеет удельный вес в диапазоне от низкого 0,5, 0,55 или 0,60 до высокого 0,7, 0,8 или 1,2. В одном или большем числе вариантов осуществления объединенный поток 60 имеет удельный вес от 0,5 до 1,0 или от 0,5 до 0,8.
В одном или большем числе вариантов осуществления объединенный поток 60 имеет температуру более чем -20°С (-4°Е).
В одном или большем числе вариантов осуществления объединенный поток 60 имеет температуру более чем 0°С (32°Е). В одном или большем числе вариантов осуществления объединенный поток 60 имеет температуру более чем 10°С (50°Е) . В одном или большем числе вариантов осуществления объединенный поток 60 имеет температуру более чем 15,6°С (60°Е), 21,1°С (70°Е) или 26,7°С (80°Е). В одном или большем числе вариантов осуществления объединенный поток 60 имеет температуру в диапазоне от 21,1°С (70°Е) до 54,4°С (130°Е) или, альтернативно, от 26,7°С (80°Е) до 48,9°С (120°Е) .
Объединенный поток 60 может иметь давление менее чем приблизительно 300 бар, как, например, приблизительно 200 бар или менее или 150 бар или менее, или 100 бар или менее, в зависимости от требований процесса выше по потоку. Поэтому компрессор 150 используется, чтобы увеличить давление объединенного потока 60 для введения в коллектор 175 с более высоким давлением. В некоторых местоположениях коллектор 175 может иметь давление, которое равно или выше чем 250 бар, как, например, 300 бар или более, 400 бар или более или 500 бар или более, или 700 бар или более.
- 5 014650
Молекулярный вес объединенного потока 60 может зависеть от концентрации диоксида углерода и сероводорода в потоке. В одном или большем числе вариантов осуществления объединенный поток 60 включает вплоть до 50 об.% диоксида углерода. В одном или большем числе вариантов осуществления объединенный поток 60 включает вплоть до 50 об.% сероводорода. В одном или большем числе вариантов осуществления объединенный поток 60 включает от приблизительно 5 об.% диоксида углерода до приблизительно 40 об.% диоксида углерода. В одном или большем числе вариантов осуществления объединенный поток 60 включает от приблизительно 5 до приблизительно 40 об.% сероводорода.
В некоторых вариантах осуществления объединенный поток включает более чем 10 об.% метана и/или этана. В альтернативных вариантах осуществления объединенный поток содержит более чем 20, 30, 40 или 50 об.% метана и/или этана. В некоторых вариантах осуществления объединенный поток включает более чем 10 об.% ме об.% метана.
Любой компрессор 150, способный работать в условиях кислого газа, как, например, поршневой или центробежный компрессор, может быть использован. Предпочтительно компрессор 150 может работать в рабочих условиях кислого газа при высоком давлении на выходе. Как упомянуто выше, давление на выходе компрессора 150 больше чем 250 бар, как, например, 300 бар или более, 400 бар или более, или 500 бар или более, или 700 бар или более. В одном или большем числе вариантов осуществления давление на выходе компрессора 150 находится в диапазоне от низкого 250, 300 или 350 бар до высокого 500, 600 или 700 бар. В одном или большем числе вариантов осуществления давление на выходе компрессора 150 составляет от 300 до 700 бар. В одном или большем числе вариантов осуществления давление на выходе компрессора 150 составляет от 300 до 500 бар. В одном или большем числе вариантов осуществления давление на выходе компрессора 150 составляет от 500 до 700 бар.
В одном или большем числе вариантов осуществления компрессор 150 должен иметь возможность сжатия сверхкритической жидкости. Как упомянуто выше, объединенный поток 60 может иметь высокий молекулярный вес. Газ с таким высоким молекулярным весом представляет собой газ в режиме всасывания в компрессор 150, но может входить в сверхкритическую фазу при давлениях на выходе, указанных выше. Термин сверхкритическая фаза относится к плотной жидкости, которая поддерживается выше ее критической температуры. Критическая температура представляет собой температуру, выше которой жидкость не может быть сжижена посредством повышения давления. Сверхкритическая жидкость типично является сжимаемой, подобно газу, но является более плотной, чем газ, то есть более подобной жидкости. Подходящие компрессоры для рабочих условий сверхкритической жидкости имеют специально сконструированные уплотнения, динамические характеристики ротора, металлические компоненты и эластомерные компоненты. Например, уплотнения должны быть полностью дублированными, чтобы гарантировать работу без утечек при всех режимах. Динамика ротора должна иметь возможность обрабатывать газ с высоким молекулярным весом, приближающимся к плотной фазе. Металлические компоненты должны оказывать сопротивление уровням коррозии от сероводорода без растрескивания, и эластомерные компоненты должны противостоять высокому давлению сероводорода и диоксида углерода без аварий в продолжение разгерметизации.
На фиг. 3 схематически изображен альтернативный вариант осуществления процесса 100, описанного со ссылкой на фиг. 1. В этом процессе 300 поток 10 углеводорода разделяется в блоке 310 для разделения при низкой температуре, чтобы удалить любые конденсируемые жидкости из потока 10 углеводорода перед разделением потока 10 углеводорода на первый поток 20 и второй поток 30. Например, поток 10 углеводорода может быть охлажден в охладителе или адиабатически расширен с использованием устройства для расширения. Предпочтительно поток 10 углеводорода охлаждается или расширяется в режиме, достаточном для обеспечения потока 12 конденсата, содержащего этан, пропан, бутан и менее чем 20% по объему кислого газа из потока 10 углеводорода. Подходящий охладитель включает теплообменник, использующий перекрестный теплообмен с другими потоками процесса или внешним потоком охлаждения. Подходящие устройства для расширения включают, но не ограничиваются этим, вентиль Джоуля-Томпсона (1-Т) или турбодетандер. Охлажденный поток 10 углеводорода затем разделяется, чтобы обеспечить поток 11 газа и поток 12 конденсата. Поток 12 конденсата может затем быть очищен, фракционирован и продан.
В одном или большем числе вариантов осуществления поток 10 углеводорода может быть обезвожен, чтобы удалить воду перед блоком 310 для разделения при низкой температуре, как показано на фиг.
3. Любая технология для удаления воды из газообразного потока может быть использована. Например, поток 10 углеводорода может быть обезвожен посредством прохода потока 10 через слой 320 набивки из молекулярных сит. Хотя и не показано, поток 11 газа может быть обезвожен вместо или в дополнение к обезвоживанию потока 10 углеводорода, как описано выше. Далее один или оба отдельных отделенных потока 20, 30 могут быть обезвожены вместо или в дополнение к обезвоживанию потока 10 углеводорода, как описано выше.
Конкретные варианты осуществления пунктов формулы изобретения
Различные конкретные варианты осуществления описаны ниже, по меньшей мере часть из них также излагается в пунктах формулы изобретения. Например, по меньшей мере один конкретный вариант
- 6 014650 осуществления направлен на способ обработки углеводорода посредством разделения потока углеводорода, содержащего метан и кислый газ, на первый поток и второй поток. Первый поток обрабатывается, чтобы удалить из него часть кислого газа, посредством этого производя третий поток, состоящий, по существу, из кислого газа, удаленного из первого потока, и четвертый поток, содержащий менее чем 100 млн.д. содержащих серу соединений. Второй поток затем объединяется с третьим потоком, чтобы получить объединенный поток, который затем сжимается и проходит в подземный коллектор. Объединенный поток сжимается до давления приблизительно 200 бар или более перед проходом объединенного потока в подземный коллектор.
В одном или большем числе вариантов осуществления, описанных выше или в другом месте описания, поток углеводорода может быть, по меньшей мере, частично испарен в режиме, достаточном для производства первого потока, имеющего одно или большее число содержащих серу соединений и по меньшей мере 2 об.% диоксида углерода по отношению к общему объему второго потока, и второй поток, имеющий один или большее число углеводородов, которые включают четыре или большее число атомов углерода.
По меньшей мере один другой конкретный вариант осуществления направлен на способ производства природного газа. В одном или большем числе вариантов осуществления этот способ обеспечивает первый поток углеводорода, содержащий метан и кислый газ, и второй поток углеводорода, содержащий метан и кислый газ. Первый поток обрабатывается, чтобы удалить из него часть кислого газа, посредством этого производя третий поток, содержащий кислый газ, удаленный из второго потока, и четвертый поток, содержащий менее чем 100 млн.д. содержащих серу соединений. Второй поток объединяется с третьим потоком, чтобы получить объединенный поток, который сжимается и проходит в подземный коллектор, как описано. Четвертый поток конденсируется или сжижается, чтобы образовать поток сжиженного природного газа. Поток сжиженного природного газа может сохраняться, транспортироваться или продаваться на месте работ.
Некоторые отличительные черты состава были описаны с использованием множества числовых верхних пределов и множества числовых нижних пределов. Необходимо оценить, что рассматриваются диапазоны от любого нижнего предела до любого верхнего предела, если не указано иное. Некоторые нижние пределы, верхние пределы и диапазоны появляются в одном или большем числе пунктов формулы изобретения ниже. Все числовые величины представляют собой примерно или приблизительно указанные величины, и принимается в расчет ошибка эксперимента и варианты, которые могут предполагаться специалистом в этой области техники. Кроме того, все патенты, процедуры испытаний и другие документы, цитируемые в этой заявке полностью, включены посредством ссылки в такой степени, в которой подобное описание не противоречит этой заявке и всем юрисдикциям, в которых такое включение разрешается.
В то время как предшествующее обращено к вариантам осуществления настоящего изобретения, другие и дополнительные варианты осуществления изобретения могут быть изобретены без выхода за рамки его основного объема, и его объем определяется формулой изобретения, которая следует далее.

Claims (36)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ обработки углеводородного потока с получением очищенного от содержащих серу соединений природного газа и обратной закачкой углеводородного потока с содержащими серу соединениями, включающий подачу первого углеводородного потока (20), содержащего метан и кислый газ, и второго углеводородного потока (30), содержащего метан и кислый газ;
    удаление из первого потока части кислого газа, в результате чего получают третий поток (50), содержащий кислый газ, удаленный из первого потока (20), и четвертый поток (40), представляющий собой очищенный природный газ, содержащий менее чем 100 млн д. содержащих серу соединений;
    объединение второго потока (30) с третьим потоком (50), чтобы получить объединенный поток (60); сжатие объединенного потока (60);
    проход объединенного потока (60) в подземный коллектор (175).
  2. 2. Способ по п.1, дополнительно включающий сжижение четвертого потока (40) с получением потока сжиженного природного газа и его последующую транспортировку из первого местоположения во второе местоположение.
  3. 3. Способ по п.2, дополнительно включающий регазификацию потока сжиженного природного газа в газообразное состояние.
  4. 4. Способ по п.1, в котором на стадии сжатия объединенный поток (60) входит в компрессор (150) как газ и выходит из компрессора как сверхкритическая жидкость.
  5. 5. Способ по п.1, в котором первый (20) и второй (30) потоки получают в результате разделения подаваемого потока (11) на указанные первый (20) и второй (30) потоки.
  6. 6. Способ по п.1, в котором первый (20) и второй (30) потоки получают из двух различных источников.
    - 7 014650
  7. 7. Способ по п.1, в котором объединение второго (30) и третьего (50) потоков в объединенный поток (60) осуществляют путем их смешивания в статическом смесителе перед направлением объединенного потока (60) в подземный коллектор (175).
  8. 8. Способ по п.1, в котором объединение второго (30) и третьего (50) потоков в объединенный поток (60) осуществляют с использованием сосуда под давлением перед проходом объединенного потока (60) в подземный коллектор (175).
  9. 9. Способ по п.1, в котором объединенный поток (60) сжимают до давления приблизительно 250 бар или более.
  10. 10. Способ по п.1, в котором объединенный поток (60) сжимают до давления приблизительно 500 бар или более.
  11. 11. Способ по п.1, в котором на стадии сжатия объединенный поток (60) представляет собой сверхкритическую жидкость в режиме нагнетания.
  12. 12. Способ по п.5, дополнительно включающий удаление воды из углеводородного потока (11) перед его разделением на первый поток (20) и второй поток (30).
  13. 13. Способ по п.1, дополнительно включающий удаление воды из второго потока (30) перед его объединением с третьим потоком (50).
  14. 14. Способ по п.1, дополнительно включающий удаление воды из третьего потока (50) перед его объединением со вторым потоком (30).
  15. 15. Способ по п.1, в котором обработка первого потока (20) включает его взаимодействие с одним или большим числом аминсодержащих растворителей.
  16. 16. Способ по п.1, в котором обработка первого потока (20) включает приведение его в контакт с ΜΌΕΆ.
  17. 17. Способ по п.1, в котором обработка первого потока (20) включает его обработку с использованием криогенной перегонки.
  18. 18. Способ по п.5, в котором по меньшей мере 10 об.% углеводородного потока (11) отделяют в первый поток (20).
  19. 19. Способ по п.5, в котором по меньшей мере 50 об.% углеводородного потока (11) отделяют в первый поток (20).
  20. 20. Способ по п.5, в котором по меньшей мере 20 об.% углеводородного потока (11) отделяют во второй поток (30).
  21. 21. Способ по п.1, в котором четвертый поток (40) представляет собой поток очищенного природного газа, предназначенный для потребления в качестве топлива и/или для продажи.
  22. 22. Способ по п.5, в котором разделение подаваемого потока (11) по соотношению между объемами первого (20) и второго (30) потоков определяется объемом четвертого потока (40), который предназначен для потребления в качестве топлива и/или для продажи.
  23. 23. Способ по п.1, в котором разделение подаваемого потока (11) по соотношению между объемами первого (20) и второго (30) потоков определяется объемом второго потока (30), который нужен, чтобы достичь давления нагнетания 300 бар или более на стадии сжатия.
  24. 24. Способ по п.1, в котором четвертый поток (40) содержит метан, азот и гелий.
  25. 25. Способ по п.1, в котором третий поток (50) содержит диоксид углерода, одно или большее число содержащих серу соединений, этан и углеводороды, имеющие три или большее число атомов углерода.
  26. 26. Способ обработки углеводородного газа с получением очищенного от содержащих серу соединений природного газа и обратной закачкой углеводородного потока с содержащими серу соединениями, согласно которому
    Осуществляют, по меньшей мере, частичное разделение подаваемого на обработку углеводородного потока (11), содержащего метан, этан, пропан, диоксид углерода, воду, одно или большее число содержащих серу соединений и от 0,5 до 10 об.% одного или большего числа углеводородов, имеющих четыре или большее число атомов углерода, в режиме, достаточном, чтобы производить первый поток (20) и второй поток (30);
    осуществляют перегонку первого потока (20) в перегонной колонне (225), имеющей управляемую зону (235) замораживания, чтобы производить третий поток (50), содержащий кислый газ, и четвертый поток (40), представляющий собой очищенный природный газ;
    осуществляют проход второго потока (30) вокруг перегонной колонны (225) и смешение обходящего байпасом второго потока (30) с третьим потоком (50), чтобы получить объединенный поток (60); и осуществляют проход объединенного потока (60) в подземный коллектор (175).
  27. 27. Способ по п.26, в котором указанное разделение включает испарение.
  28. 28. Способ по п.26, который проводят при давлении, равном или выше 30 бар.
  29. 29. Способ по п.26, который проводят при температуре, равной или ниже -40°С.
  30. 30. Способ по п.26, в котором перегонку второго потока (30) осуществляют в присутствии холодильного агента.
  31. 31. Способ по п.26, в котором углеводородный поток (11) содержит от приблизительно 2 до при
    - 8 014650 близительно 65 об.% диоксида углерода.
  32. 32. Способ по п.26, дополнительно включающий сжатие объединенного потока (60) до давления 700 бар или более перед проходом объединенного потока в коллектор (175).
  33. 33. Способ по п.26, дополнительно включающий удаление воды из углеводородного потока (11) перед его разделением.
  34. 34. Способ по п.26, дополнительно включающий удаление воды из углеводородного потока (11) перед его разделением, в котором воду удаляют посредством контакта углеводородного потока (11) с молекулярным ситом.
  35. 35. Способ по п.26, дополнительно включающий удаление воды из первого потока (20) перед его перегонкой в перегонной колонне (225), имеющей управляемую зону (235) замораживания.
  36. 36. Способ по п.26, дополнительно включающий удаление воды из первого потока (20) перед его перегонкой в перегонной колонне (225), имеющей управляемую зону замораживания (235), в котором воду удаляют посредством контакта первого потока (20) с молекулярным ситом.
EA200701206A 2004-12-03 2005-10-19 Способ получения природного газа, очищенного от соединений серы EA014650B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US63336104P 2004-12-03 2004-12-03
PCT/US2005/038236 WO2006062595A1 (en) 2004-12-03 2005-10-19 Integrated acid gas and sour gas reinjection process

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200701206A1 EA200701206A1 (ru) 2007-10-26
EA014650B1 true EA014650B1 (ru) 2010-12-30

Family

ID=34956547

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200701206A EA014650B1 (ru) 2004-12-03 2005-10-19 Способ получения природного газа, очищенного от соединений серы

Country Status (5)

Country Link
US (1) US20080034789A1 (ru)
EP (1) EP1819976A4 (ru)
CA (1) CA2583120C (ru)
EA (1) EA014650B1 (ru)
WO (1) WO2006062595A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2467788C1 (ru) * 2011-06-02 2012-11-27 Сергей Анатольевич Щелкунов Способ очистки отходящих газов от диоксида серы

Families Citing this family (40)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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
US20100018248A1 (en) * 2007-01-19 2010-01-28 Eleanor R Fieler Controlled Freeze Zone Tower
US7772449B2 (en) * 2007-08-01 2010-08-10 Stone & Webster Process Technology, Inc. Removal of acid gases and sulfur compounds from hydrocarbon gas streams in a caustic tower
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.
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.
CN102471188B (zh) * 2009-07-30 2015-11-25 埃克森美孚上游研究公司 从烃气流中去除重质烃和酸性气体的系统和方法
US20120125043A1 (en) 2009-09-09 2012-05-24 Exxonmobile Upstream Research Company Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream
AU2010313733B2 (en) * 2009-11-02 2016-05-12 Exxonmobil Upstream Research Company Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream, with removal of hydrogen sulfide
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
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
US20130025317A1 (en) 2011-06-15 2013-01-31 L'Air Liguide Societe Anonyme Pour L' Etude Et L' Exploitation Des Procedes Georges Claude Process for Removing Carbon Dioxide From a Gas Stream using Desublimation
WO2013142100A1 (en) 2012-03-21 2013-09-26 Exxonmobil Upstream Research Company Separating carbon dioxide and ethane from a mixed stream
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
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
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
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
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
US9504984B2 (en) 2014-04-09 2016-11-29 Exxonmobil Upstream Research Company Generating elemental sulfur
MY190546A (en) 2014-04-22 2022-04-27 Exxonmobil Upstream Res Co Method and system for starting up a distillation tower
CA2951637C (en) 2014-06-11 2019-01-08 Russell H. Oelfke Method for separating a feed gas in a column
MY177735A (en) 2014-07-08 2020-09-23 Exxonmobil Upstream Res Co Method and system for separating fluids in a distillation tower
WO2016064571A1 (en) 2014-10-22 2016-04-28 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of controlling a temperature within a melt tray assembly of a distillation tower
SG11201702747VA (en) 2014-11-17 2017-06-29 Exxonmobil Upstream Res Co Heat exchange mechanism for removing contaminants from a hydrocarbon vapor stream
WO2016109043A1 (en) 2014-12-30 2016-07-07 Exxonmobil Upstream Research Company Accumulation and melt tray assembly for a distillation tower
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
US10274252B2 (en) 2015-06-22 2019-04-30 Exxonmobil Upstream Research Company Purge to intermediate pressure in cryogenic distillation
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
US10874979B2 (en) 2015-12-03 2020-12-29 Air Liquide Advanced Technologies U.S. Llc Method and system for purification of natural gas using membranes
US10323495B2 (en) * 2016-03-30 2019-06-18 Exxonmobil Upstream Research Company Self-sourced reservoir fluid for enhanced oil recovery
US10589215B2 (en) 2017-09-21 2020-03-17 Air Liquide Advanced Technologies U.S. Llc Production of biomethane using multiple types of membrane
US20190381450A1 (en) * 2018-06-19 2019-12-19 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Systems, processes and methods for concentrating acid gas and producing hydrocarbon liquid with a membrane separation system
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
RU2750013C1 (ru) * 2020-11-17 2021-06-21 Общество с ограниченной ответственностью "АЭРОГАЗ" (ООО "АЭРОГАЗ") Способ закачки газа в пласт (варианты)

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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
US5956971A (en) * 1997-07-01 1999-09-28 Exxon Production Research Company Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component
US20020062735A1 (en) * 2000-09-26 2002-05-30 Lecomte Fabrice Process for pretreating a natural gas containing acid gases
US20020124594A1 (en) * 2000-05-02 2002-09-12 Alexandre Rojey Process and device for separation of at least one acid gas that is contained in a gas mixture

Family Cites Families (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2960837A (en) * 1958-07-16 1960-11-22 Conch Int Methane Ltd Liquefying natural gas with low pressure refrigerants
US3848427A (en) * 1971-03-01 1974-11-19 R Loofbourow Storage of gas in underground excavation
DE3308088A1 (de) * 1983-03-08 1984-09-27 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen Verfahren zum entfernen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und/oder h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s aus gasen
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
US5120338A (en) * 1991-03-14 1992-06-09 Exxon Production Research Company Method for separating a multi-component feed stream using distillation and controlled freezing zone
US5819555A (en) * 1995-09-08 1998-10-13 Engdahl; Gerald Removal of carbon dioxide from a feed stream by carbon dioxide solids separation
CA2177449C (en) * 1996-05-20 2003-04-29 Barry Steve Marjanovich Process for treating a gas stream to selectively separate acid gases therefrom
CA2294742C (en) * 1997-07-01 2005-04-05 Exxon Production Research Company Process for separating a multi-component gas stream containing at least one freezable component
US6511803B1 (en) * 1997-10-10 2003-01-28 President And Fellows Of Harvard College Replica amplification of nucleic acid arrays
US5983663A (en) * 1998-05-08 1999-11-16 Kvaerner Process Systems, Inc. Acid gas fractionation
US6605138B2 (en) * 1999-04-21 2003-08-12 Matthew T. Frondorf Apparatus and method for exclusively removing VOC from regeneratable solvent in a gas sweetening system
US6581618B2 (en) * 2001-05-25 2003-06-24 Canatxx Energy, L.L.C. Shallow depth, low pressure gas storage facilities and related methods of use
MY128178A (en) * 2001-09-07 2007-01-31 Exxonmobil Upstream Res Co High-pressure separation of a multi-components gas
MY129091A (en) * 2001-09-07 2007-03-30 Exxonmobil Upstream Res Co Acid gas disposal method
KR101125389B1 (ko) * 2004-06-30 2012-03-27 엘지전자 주식회사 드럼 세탁기의 다이얼 놉 구조 및 그 제조 방법

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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
US5956971A (en) * 1997-07-01 1999-09-28 Exxon Production Research Company Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component
US20020124594A1 (en) * 2000-05-02 2002-09-12 Alexandre Rojey Process and device for separation of at least one acid gas that is contained in a gas mixture
US20020062735A1 (en) * 2000-09-26 2002-05-30 Lecomte Fabrice Process for pretreating a natural gas containing acid gases

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2467788C1 (ru) * 2011-06-02 2012-11-27 Сергей Анатольевич Щелкунов Способ очистки отходящих газов от диоксида серы

Also Published As

Publication number Publication date
EP1819976A4 (en) 2012-04-04
EP1819976A1 (en) 2007-08-22
EA200701206A1 (ru) 2007-10-26
WO2006062595A1 (en) 2006-06-15
CA2583120C (en) 2014-03-25
US20080034789A1 (en) 2008-02-14
CA2583120A1 (en) 2006-06-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA014650B1 (ru) Способ получения природного газа, очищенного от соединений серы
CA2972705C (en) Separating impurities from a fluid stream using multiple co-current contactors
DK179711B1 (da) Separating carbon dioxide and hydrogen sulfide from a natural gas stream using co-current contacting systems
AU2006291954C1 (en) Process and apparatus for removal of sour species from a natural gas stream
AU2009272889B2 (en) Two stage process for producing purified gas
CA2857122C (en) Method of separating carbon dioxide from liquid acid gas streams
JP5892165B2 (ja) 並流分離装置を用いて炭化水素ガス流から酸性ガスを除去する極低温システム
US20060239879A1 (en) Acid gas pretreating method
US20150240717A1 (en) Increasing Combustibility of Low BTU Natural Gas
AU2010204311A1 (en) Process and apparatus for removing gaseous contaminants from gas stream comprising gaseous contaminants
EA021006B1 (ru) Способ удаления кислотных газов из потока углеводородного газа
EA024798B1 (ru) Система для удаления кислых газов
US20090299122A1 (en) Process for producing a purified hydrocarbon gas
CA2951637C (en) Method for separating a feed gas in a column
US11247168B2 (en) Gas purification using a co-axial co-current contactor
US10393015B2 (en) Methods and systems for treating fuel gas
US20110144407A1 (en) Process for producing purified hydrocarbon has

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

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 RU