EA015785B1 - Способ удаления диоксида углерода из газового потока - Google Patents

Способ удаления диоксида углерода из газового потока Download PDF

Info

Publication number
EA015785B1
EA015785B1 EA200901522A EA200901522A EA015785B1 EA 015785 B1 EA015785 B1 EA 015785B1 EA 200901522 A EA200901522 A EA 200901522A EA 200901522 A EA200901522 A EA 200901522A EA 015785 B1 EA015785 B1 EA 015785B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
carbon dioxide
stream
gas
methanol
temperature
Prior art date
Application number
EA200901522A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200901522A1 (ru
Inventor
Антони Дуайт Маундер
Джеффри Фредерик Скиннер
Original Assignee
Хайдроджен Энерджи Интернэшнл 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
Application filed by Хайдроджен Энерджи Интернэшнл Лимитед filed Critical Хайдроджен Энерджи Интернэшнл Лимитед
Publication of EA200901522A1 publication Critical patent/EA200901522A1/ru
Publication of EA015785B1 publication Critical patent/EA015785B1/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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Carbon And Carbon Compounds (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу удаления и извлечения диоксида углерода из газового потока, в частности удаления и извлечения диоксида углерода и необязательно сероводорода из потока природного и/или синтез-газа. Кроме того, настоящее изобретение обеспечивает выделение удаленного и извлеченного диоксида углерода и необязательно сероводорода при высоком давлении и посредством этого снижение высоких затрат на сжатие диоксида углерода, связанных с дальнейшей химической переработкой, например, для подземного хранения углерода и/или подземной добычи углеводородов с применением методов интенсификации и/или производства мочевины.

Description

Настоящее изобретение относится к способу удаления и извлечения диоксида углерода из газового потока, в частности удаления и извлечения диоксида углерода и необязательно сероводорода из потока природного и/или синтез-газа. Кроме того, настоящее изобретение обеспечивает выделение удаленного и извлеченного диоксида углерода и необязательно сероводорода при высоком давлении, тем самым снижая высокие затраты на сжатие диоксида углерода, связанные с подземной секвестрацией углерода и/или подземной добычей углеводородов с применением методов интенсификации и/или последующей химической переработкой, например, для производства мочевины.
Удаление и извлечение кислых газов (известное также как промывка), в частности удаление и извлечение диоксида углерода из газовых потоков, таких как природный и синтез-газ, практикуются многие годы. Как правило, удаление диоксида углерода обычно осуществляют на практике промывкой подаваемого газа растворителями, такими как водные растворы аминов, водные растворы карбоната калия, или применением органического растворителя, такого как фирменный растворитель Селексол или метанол и/или другие спирты. В частности, наиболее распространенными растворителями являются охлажденный метанол, например процесс Ректизол, и нагретый карбонат калия, например процесс Бенфилд. Извлечение растворенного диоксида углерода из раствора, как правило, достигается сбросом давления растворителя, обогащенного диоксидом углерода, почти до атмосферного давления (как правило, от 1 до 2 бар), дополненного, при необходимости, отпаркой растворителя растворенного диоксида углерода паром, генерированным испарением растворителя в кипятильнике или, что реже, газом, таким как азот. Примеры разных способов промывки кислых газов можно найти в следующих документах.
В ЕР 1543874 описывается способ производства продуктовой газовой смеси, обеспечивающий первую газовую смесь, контакт первой газовой смеси с истощенной абсорбирующей жидкостью при первом давлении и абсорбцию части первой газовой смеси в истощенной абсорбирующей жидкости для обеспечения обогащенной абсорбирующей жидкости и не абсорбировавшегося остаточного газа, повышение давления обогащенной абсорбирующей жидкости, отпарку обогащенной абсорбирующей жидкости, находящейся под давлением, отпаривающим газом при втором давлении, более высоком, чем первое давление, для обеспечения истощенной абсорбирующей жидкости, находящейся под давлением, и продуктовой газовой смеси, и снижение давления истощенной абсорбирующей жидкости, находящейся под давлением, для обеспечения истощенной абсорбирующей жидкости под первым давлением В качестве первой газовой смеси может быть синтез-газ, содержащий водород и диоксид углерода.
В И8 2003000698 описывается способ предварительной очистки природного газа под давлением, содержащего углеводороды, кислые компоненты, такие как сероводород и диоксид углерода, и воду. Частично дегидратированный природный газ затем контактирует с жидким потоком, состоящим в основном из водорода, в двух последовательных контактных зонах для получения природного газа, по существу, больше не содержащего воду. Наконец, этот дегидратированный природный газ охлаждают для конденсации и отделения кислых компонентов, эту ступень охлаждения проводят с помощью теплообменника, детандера или трубки Вентури.
В И8 4515604 описывается способ производства синтез-газа с низким содержанием инертного газа, предназначенного для синтеза спиртов, в частности метанола, и углеводородов; упомянутый синтез-газ получают из угля или тяжелых углеводородов газификацией под давлением с кислородом и паром, после чего сырой газ охлаждают, загрязнения удаляют промывкой метанолом и метанол удаляют из охлажденного очищенного газа с помощью молекулярных сит. Затем очищенный газ охлаждают и частично ожижают, остаточный газ далее охлаждают сбросом давления и из жидкой части отгоняют метан с одновременным извлечением синтез-газа, состоящего из водорода и монооксида углерода с низким содержанием метана. Весь метан или его часть компримируют с последующей реакцией с паром и кислородом с получением монооксида углерода и водорода. Полученный газ примешивают к синтез-газу или к частично очищенному сырому газу.
ЕР 0768365 относится к способу удаления высококонцентрированного СО2 из природного газа высокого давления и его извлечения в состоянии высокого давления. Этот способ включает шаг абсорбции для приведения в контакт газ-жидкость природного газа высокого давления с парциальным давлением СО2 2 кг/см2 или выше и давлением 30 кг/см2 или выше с регенерированной истощенной СО2 абсорбирующей жидкостью, содержащей жидкость, абсорбирующую СО2, при котором разница в уровне абсорбции насыщенного СО2 между 40 ДЭГ С (диэтиленгликоль) и 120 ДЭГ С не менее 30 нм3 на 1 т растворителя при парциальном давлении СО2 2 кг/см2, посредством чего высококонцентрированный СО2, присутствующий в природном газе высокого давления, абсорбируется абсорбирующей жидкостью, истощенной СО2, с получением очищенного природного газа со сниженным содержанием СО2 и абсорбирующей жидкости, обогащенной СО2; и шаг регенерации, включающий нагрев абсорбирующей жидкости, обогащенной СО2, без сброса давления, посредством чего выделяется СО2 высокого давления с давлением 10 кг/см2 или выше и регенерируется абсорбирующая жидкость, истощенная СО2, которая возвращается на шаг абсорбции. Характерные примеры вышеупомянутой абсорбирующей жидкости включают водный раствор Ν-метилдиэтаноламина МДЭА, водный раствор триэтаноламина и водный раствор карбоната калия, а также данные растворы, содержащие добавку промотора абсорбции СО2 (например, пиперазин).
- 1 015785 \νϋ 200603732 относится к способу извлечения диоксида углерода из газа и его областям применения. В частности, νθ 200603732 относится к двухшаговому способу извлечения диоксида углерода конденсацией (В) при температуре, близкой, но выше тройной точки фазовой диаграммы диоксида углерода, и последующей абсорбции (Ό) газообразного диоксида углерода, который не ожижается в ходе конденсации. νθ 200603732 также относится к устройству извлечения диоксида углерода из газа.
Ранее извлеченный диоксид углерода часто сбрасывали из процесса промывки при давлении, близком к атмосферному. Как правило, удаленный диоксид углерода сбрасывали в атмосферу как отработанный поток, и таким образом не было большого стимула извлекать его при высоком давлении.
Однако известно, что в настоящее время некоторые промышленные процессы требуют поставок удаленного диоксида углерода под высокими давлениями (например, выше 50 или даже 100 бар). Наиболее важными примерами упомянутых промышленных процессов являются секвестрация диоксида углерода в подземных пластах, как правило, под давлением более 100 бар, применение диоксида углерода при подземной добыче углеводородов с применением методов интенсификации и/или некоторые химические процессы, например применение диоксида углерода в производстве мочевины.
Секвестрация диоксида углерода (в частности, диоксида углерода, получаемого при сжигании ископаемых топлив) в подземном пласте в настоящее время представляет больший интерес, чем когдалибо, благодаря хорошо документированной экологической озабоченности, связанной с настоящим уровнем диоксида углерода в атмосфере, в особенности потому, что диоксид углерода считается наиболее важным из всех так называемых парниковых газов. Поэтому становится все более желательным и необходимым минимизировать выбросы в атмосферу упомянутых парниковых газов для уменьшения вредного влияния, которое они оказывают на мировой климат.
По этой причине часто предлагают сжатие упомянутого диоксида углерода, который удаляют и извлекают, до очень высокого давления (как правило, более 100 бар) и затем хранение его на глубине в подземном пласте (т. е. секвестрация диоксида углерода) и/или применение для подземной добычи углеводородов с применением методов интенсификации и/или в некоторых химических процессах, например в производстве мочевины. Однако, если диоксид углерода извлекают из процессов сжигания с помощью традиционной промывки, т.е. с выделением извлеченного диоксида углерода из процесса промывки при давлении, близком к атмосферному (как упоминалось выше), очевидно, что затраты энергии и капитальные расходы будут очень высокими с учетом необходимого сжатия для достижения требуемых давлений.
Таким образом, в соответствии с настоящим изобретением было неожиданно установлено, что, работая с определенной последовательностью и сочетанием температуры, давления и растворителя, можно извлечь диоксид углерода из газового потока (т.е. процесс промывки диоксида углерода) при высоком давлении, тем самым значительно снизив затраты энергии и капитальные расходы, связанные со сжатием диоксида углерода до высоких давлений, требуемых в некоторых промышленных процессах.
Кроме того, настоящее изобретение предлагает способ удаления и извлечения диоксида углерода и необязательно сероводорода из газового потока, в частности удаление и извлечение диоксида углерода и необязательно сероводорода из потока природного и/или синтез-газа при высоком давлении. Предлагается также выделение удаленного и извлеченного диоксида углерода при упомянутом высоком давлении и таким образом снижение высоких затрат на сжатие диоксида углерода, связанных с подземной секвестрацией углерода для предотвращения мирового потепления климата; и/или подземной добычей углеводородов с применением методов интенсификации; и/или химическим процессом, например производством мочевины.
Таким образом, настоящее изобретение предлагает способ удаления и извлечения диоксида углерода из газового сырьевого потока, характеризующийся следующими последовательными шагами:
(ί) подача (обеспечение) газового потока при температуре от 20 до -100°С и давлении от 10 до 150 бар;
(й) контакт упомянутого газового потока с растворителем диоксида углерода для получения по меньшей мере двух потоков, одного - очищенного газового потока, содержащего менее 5 мол.% диоксида углерода, и второго - потока растворителя, обогащенного диоксидом углерода;
(ΐϊϊ) очистка упомянутого потока растворителя, обогащенного диоксидом углерода, при давлении от 5 до 100 бар и при температуре от 100 до 220°С в устройстве регенерации растворителя для разделения и извлечения соответственно потока диоксида углерода и потока жидкого растворителя при высоком давлении;
(ίν) извлечение очищенного газового потока, включающего менее 5 мол.% диоксида углерода с шага (ίί) при высоком давлении.
В соответствии с настоящим изобретением применяемый газовый поток предпочтительно представляет собой природный газ или поток синтез-газа, упомянутый поток необязательно содержит сероводород. Синтез-газ (известный также как сингаз) является сочетанием оксидов водорода и углерода, получаемым в устройстве для производства синтез-газа из источника углерода, такого как природный газ, жидких нефтепродуктов, биомассы и углеродистых материалов, включая уголь, отходы пластмасс, городские отходы или любой материал органического происхождения.
- 2 015785
Газовый поток предпочтительно включает диоксид углерода в количестве от 5 до 50 мол.%. Газообразное сырье, включающее монооксид углерода и водород, например синтез-газ, может быть очищено перед подачей в любую из реакционных зон. Очистка синтез-газа может проводиться с помощью известных способов. См., например, \Ус155Сгшс1 К. аиб Агре Н.Г. 1пби51па1 Огдаше Сйет181ту, второе пересмотренное и расширенное издание, 1993, р. 19-21.
Кроме того, неожиданно установлено, что настоящее изобретение может также применяться для совместного извлечения диоксида углерода и сероводорода, что особенно важно, например, для извлечения диоксида углерода из газа с устройства газификации угля.
В соответствии с настоящим изобретением сырьевой газовый поток обеспечивается при температуре менее 20°С, предпочтительно менее чем -10°С и наиболее предпочтительно менее чем -20°С. В соответствии с настоящим изобретением газовый сырьевой поток обеспечивается при температуре более -100°С, предпочтительно более -70°С и наиболее предпочтительно при более -50°С. Аналогично, поток также обеспечивается при давлении между 10 и 150 бар, предпочтительно при давлении от 20 до 80 бар. Температуру и давление газового сырьевого потока предпочтительно регулируют пропусканием потока через соответствующее теплопередающее устройство (например, теплообменник) и/или компрессор. Очевидно, что если газовый сырьевой поток уже предлагается оператору при требуемых температуре и давлении, то нет необходимости в дальнейшем кондиционировании газового сырьевого потока.
Таким образом, в соответствии с настоящим изобретением газовый сырьевой поток далее контактирует с растворителем диоксида углерода для получения по меньшей мере двух потоков, одного потока очищенного газа, содержащего менее 5 мол.% диоксида углерода, предпочтительно менее 2 мол.%, и одного потока растворителя, обогащенного диоксидом углерода. Упомянутая операция контакта может выполняться в любом соответствующем устройстве, известном специалистам, например в колонне абсорбции диоксида углерода.
Устройство абсорбции диоксида углерода предпочтительно эксплуатируют таким образом, чтобы минимизировать любую потерю давления в ходе операции, например устройство абсорбции диоксида углерода эксплуатируют так, что общая потеря давления составляет менее 10%.
В соответствии с настоящим изобретением в качестве применяемого растворителя диоксида углерода предпочтительно применяют любой растворитель диоксида углерода с температурой кипения от 50 до 150°С при атмосферном давлении, предпочтительно кислородсодержащее органическое соединение, наиболее предпочтительно метанол. Более высокая испаряемость метанола в сравнении с водными растворителями облегчает работу кипятильника при упомянутых высоких давлениях при более низких температурах жидкости в кипятильнике (в диапазоне 200°С), чем при применении упомянутых водных растворителей. Кроме того, метанол, как правило, не разрушается при подобной температуре в отличие от других растворителей, известных специалистам. Как указывалось выше, растворитель диоксида углерода, применяемый в настоящем изобретении, также чрезвычайно эффективен при совместном извлечении диоксида углерода и сероводорода, что является частным вариантом, соответствующим осуществлению настоящего изобретения, например для извлечения диоксида углерода из газа с устройства газификации угля.
Предпочтительно температуру растворителя диоксида углерода, подаваемого в устройство абсорбции диоксида углерода, поддерживают до уровня менее 20°С, предпочтительно менее -10°С и наиболее предпочтительно менее -20 и более -100°С, предпочтительно более -70°С и наиболее предпочтительно более -50°С. Аналогично, давление растворителя диоксида углерода, подаваемого в устройство абсорбции диоксида углерода, составляет от 10 до 150 бар и предпочтительно от 20 до 80 бар.
В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения температура газового сырьевого потока всегда выше, чем температура растворителя диоксида углерода, подаваемого в устройство абсорбции диоксида углерода, предпочтительно температура газового сырьевого потока на 10°С, более предпочтительно на 15°С выше температуры растворителя диоксида углерода, подаваемого в устройство абсорбции диоксида углерода.
В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения давление газового сырьевого потока всегда равно давлению растворителя диоксида углерода, подаваемого в устройство абсорбции диоксида углерода.
Очищенный газовый поток, выходящий из устройства абсорбции диоксида углерода, включает менее 5 мол.% диоксида углерода, предпочтительно менее 2 мол.% и наиболее предпочтительно менее 0,5 мол.%, и его извлекают при высоком давлении, например давлении, которое, по существу, сходно с рабочим давлением устройства абсорбции диоксида углерода. Затем очищенный газовый поток предпочтительно подают на ступень повторного нагрева для эффективной утилизации энергии.
В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения регулирование температуры упомянутого очищенного газового потока проводят в той же теплообменной установке, где проводили первоначальное регулирование температуры газового сырьевого потока и/или в вышеупомянутом устройстве кондиционирования растворителя диоксида углерода, что обеспечивает высокоэффективный режим работы.
- 3 015785
Обогащенный диоксидом углерода поток растворителя, выходящий из устройства абсорбции диоксида углерода, затем обрабатывают при давлении от 5 до 100 бар и температуре в диапазоне 100-220°С в устройстве регенерации растворителя. Необязательно (как изображено на фиг. 1), перед вводом этого потока в устройство регенерации растворителя давление упомянутого потока растворителя, обогащенного диоксидом углерода, увеличивают по меньшей мере на 1 бар, предпочтительно по меньшей мере на 2 бар. Предпочтительно перед вводом в устройство регенерации растворителя температуру упомянутого потока растворителя, обогащенного диоксидом углерода, увеличивают по меньшей мере до 100°С, но не более 220°С.
В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения регулирование температуры упомянутого потока растворителя, обогащенного диоксидом углерода, проводят в той же теплообменной установке, где проводили первоначальное регулирование газового сырьевого потока, и/или в вышеупомянутом устройстве кондиционирования диоксида углерода и/или очищенного газового потока, что обеспечивает высокоэффективный режим работы.
В соответствии с вышеуказанным поток растворителя, обогащенный диоксидом углерода, обрабатывают при давлении от 5 до 100 бар и температуре от 100 до 220°С в устройстве регенерации растворителя для разделения:
газового потока диоксида углерода и жидкого потока растворителя.
Упомянутую обработку регенерации растворителя предпочтительно выполняют в любом соответствующем устройстве регенерации растворителя, например в колонне с насадкой или тарелками (известной специалистам как отпарная колонна).
Отделенный газовый поток диоксида углерода (т.е. поток (а)) может все еще содержать пары растворителя. Поэтому в соответствии с предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения упомянутый газовый поток диоксида углерода последовательно охлаждают для дальнейшей конденсации растворителя с целью получения очищенного потока диоксида углерода при высоком давлении, например, от 5 до 100 бар. Упомянутая операция может выполняться, например, при применении конденсатора на верху отпарной колонны, как изображено на фиг. 1. В качестве альтернативы эта операция может также выполняться как часть интегрированного процесса в пределах упомянутого устройства регенерации растворителя.
В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения извлеченный поток диоксида углерода подвергают шагу дальнейшего охлаждения для конденсации любого остаточного растворителя. Температура извлеченного потока диоксида углерода может составить -40°С.
Режим работы при этом высоком давлении регенерации, очевидно, увеличивает температурный диапазон растворителя в кипятильнике. Он также требует, чтобы растворитель (например, метанол) был термостойким в упомянутом температурном диапазоне.
Извлеченный поток диоксида углерода высокого давления (например, под давлением по меньшей мере 10 бар) в соответствии с настоящим изобретением, может затем оптимизироваться для секвестрации (связывания) диоксида углерода в подземном пласте, и/или для подземной добычи углеводородов с применением методов интенсификации, и/или для производства мочевины.
Упомянутый жидкий поток регенерированного растворителя (обозначенный выше как поток (Ь)) может затем рециркулировать по меньшей мере как часть, предпочтительно весь, упомянутого потока растворителя диоксида углерода, применяемого в устройстве абсорбции диоксида углерода. Очевидно, что затем упомянутый жидкий поток регенерированного растворителя подвергают вышеупомянутому кондиционированию температуры.
На приложенной фигуре технологическая схема иллюстрирует частный пример; соответствующие основные материальные потоки, давления и температуры показаны в прилагаемой таблице.
Таким образом, фигура представляет собой вариант схемы процесса в соответствии с осуществлением настоящего изобретения, в которой ссылки соответствуют изложенным ниже.
Поток сырьевого газа Р1, содержащий 16 мол.% СО2, поступает в устройство удаления СО2 при 41,5 бар/30°С. Поток охлаждают до -25°С в теплообменнике Е-100 перед входом в абсорбер СО2 Т-100 в виде потока Е2. В Т-100 газ промывают метанолом, который уменьшает содержание СО2 до 1,7 мол.% на выходе. Газовый поток Р1 на выходе из абсорбера повторно нагревают в Е-100, и газ выходит из устройства удаления СО2 при 39,5 бар/40°С.
Давление потока метанола КМ1, обогащенного СО2, выходящего с низа Т-100 при 41,0 бар/-28,4°С, повышают до 45,5 бар с помощью насоса Р-100, получая поток КМ2. Этот поток нагревают до 168,5°С в теплообменнике Е-100, получая поток КМ3 перед входом в отпарную колонну Т-101.
В этой колонне метанол, обогащенный СО2, отпаривают парами метанола, генерированными в кипятильнике с внешним обогревом. Верхний поток СО2 из колонны после охлаждения для конденсации большей части метанола отводят из колонны в виде потока С1.
Истощенный метанол, выходящий с низа Т-101 в виде потока ЬМ1 при 41 бар/205°С, охлаждают последовательно в теплообменнике Е-100 и холодильном аппарате Е-101 перед возвратом в Т-100 при 40 бар/-40°С в виде потока ЬМ4.
- 4 015785
Небольшой поток метанола (поток Μϋ) вводят в циркулирующий поток растворителя для компенсации потерь метанола в продуктовом газе (поток Р2) и извлеченном СО2 (поток С1).
Способ удаления диоксида углерода из газов Са$еоп$ш1 Ышйеб ССБ01/2007, май-07
Поток С1 Р1 Р2 ЬМ1 ЬМ2 ьмз ЬМ4
Паровая фракция 1 I 1- 0 0 0 0-
Температура (°С) 79,48 30 -25 204.9 205 -30 -40
Давление (бар абс.) 40 41,5 41 41 41 40,5 40
Расход (кгмол/час) н2 2,3 840 840 0 0 0 0
со, 289,7 320 320 0,9 0,5 0,5 0,5
ν2 15,9 800 800 0 0 0 0
СН, 2,3 40 40 0 0 0 0
метанол 19,7 0 0 1779,6 1799,5 1799,5 1799,5
всего 330 2000 2000 1780,6 1800 1800 1800
Суммарный массовый расход (кг/час) 13870,8 38828,7 38828,7 57063,5 57681,6 57681,6 57681,6
Поток ЬМ1А ми Р1 Р2 К.М1 КМ2 КМЗ
Паровая фракция 0 0 1 1 0 0 0,1858
Температура (’С) 205 206,3 -40,46 40 -28,4 -28,32 168,5
Давление (бар абс.) 41 45 40 39,5 41 45,5 45
Расход (кгмол/час) Нг 0 0 837,7 837,7 2,3 2,3 2,3
со2 0,5 0 29,9 29,9 290,6 290,6 290,6
Ν2 0 0 784,1 784,1 15,9 15,9 15,9
СН, 0 0 37,7 37,7 2,3 2,3 2,3
метанол 1780 19,5 0,1 0,1 1799,4 1799,4 1799,4
всего 1780,5 19,5 1689,4 1689,4 2! 10,6 2110,6 2110,6
Суммарный массовый расход (кг/час) 57058 623,8 25575,9 25575,9 70934,4 70934,4 70934,4
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Claims (13)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ удаления и извлечения диоксида углерода из газового потока, отличающийся тем, что выполняют следующие последовательные шаги, на которых:
    (ί) подают газовый сырьевой поток при температуре от 20 до -100°С и при давлении от 10 до 150 бар;
    (ίί) обеспечивают контакт упомянутого газового потока с потоком метанола с температурой от 20 до -100°С и получают по меньшей мере два потока, один из которых представляет собой очищенный газовый поток, содержащий менее 5 мол.% диоксида углерода, и один - поток метанола, обогащенный диоксидом углерода;
    (ш) осуществляют обработку потока метанола, обогащенного диоксидом углерода, при давлении от 5 до 100 бар и при температуре от 100 до 220°С в устройстве регенерации растворителя для разделения и извлечения соответственно потока диоксида углерода и потока жидкого метанола при высоком давлении;
    (ίν) извлекают очищенный газовый поток, включающий менее 5 мол.% диоксида углерода с шага (ίί), при высоком давлении.
  2. 2. Способ по п.1, в котором газовым потоком является поток природного газа, синтез-газа или синтез-газа, содержащего сероводород, или любое их сочетание.
  3. 3. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором газовый сырьевой поток включает от 5 до 50 мол.% диоксида углерода.
  4. 4. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором газовый сырьевой поток подают при температуре менее -10°С, предпочтительно при температуре менее -20°С и при температуре более -70°С, предпочтительно при температуре более -50°С.
  5. 5. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором газовый сырьевой поток подают при давлении от 20 до 80 бар.
  6. 6. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором температура метанола, подаваемого в устройство абсорбции диоксида углерода, менее -10°С, предпочтительно менее -20 и более -70°С, предпочтительно более -50°С.
  7. 7. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором давление метанола, подаваемого в устройство абсорбции диоксида углерода, составляет от 10 до 150 бар и предпочтительно составляет от 20 до 80 бар.
  8. 8. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором температура газового сырьевого потока устанавливается всегда выше температуры метанола, подаваемого в устройство абсорбции диоксида углерода, и предпочтительно температура газового сырьевого потока устанавливается выше на 10°С, более предпочтительно на 15°С, чем температура метанола, подаваемого в устройство абсорбции диоксида углерода.
  9. 9. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором очищенный газовый поток, выходящий из устройства абсорбции диоксида углерода, включает менее 2 мол.% и наиболее предпочтительно
    - 5 015785 менее 0,5 мол.% диоксида углерода.
  10. 10. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором отделенный газовый поток диоксида углерода (с шага (ίίί)) подвергают одной или более стадиям охлаждения для конденсации метанола и получения очищенного потока диоксида углерода при высоком давлении, например от 5 до 100 бар.
  11. 11. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором используют процесс комбинированного извлечения диоксида углерода и сероводорода, в частности, для использования в устройстве газификации угля.
  12. 12. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором жидкий регенерированный поток метанола (с шага (ίίί)) рециркулируют для образования потока метанола (с шага (ΐΐ)), используемого в устройстве абсорбции диоксида углерода.
  13. 13. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором давление потока метанола, обогащенного диоксидом углерода, с шага (ΐΐ), повышают по меньшей мере на 1 бар, предпочтительно на 2 бара, перед вводом в устройство регенерации растворителя на шаге (ΐΐΐ).
EA200901522A 2007-05-16 2008-05-16 Способ удаления диоксида углерода из газового потока EA015785B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GBGB0709433.7A GB0709433D0 (en) 2007-05-16 2007-05-16 Process for removal of carbon dioxide from gases
PCT/GB2008/001698 WO2008139208A2 (en) 2007-05-16 2008-05-16 Process for the removal of carbon dioxide from gas streams

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200901522A1 EA200901522A1 (ru) 2010-06-30
EA015785B1 true EA015785B1 (ru) 2011-12-30

Family

ID=38234566

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200901522A EA015785B1 (ru) 2007-05-16 2008-05-16 Способ удаления диоксида углерода из газового потока

Country Status (9)

Country Link
US (1) US20100126347A1 (ru)
EP (1) EP2147085A2 (ru)
CN (1) CN101809128A (ru)
AU (1) AU2008249822B2 (ru)
CA (1) CA2687033A1 (ru)
EA (1) EA015785B1 (ru)
GB (1) GB0709433D0 (ru)
MX (1) MX2009012313A (ru)
WO (1) WO2008139208A2 (ru)

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2960445A1 (fr) * 2010-06-01 2011-12-02 Air Liquide Procede et appareil de separation et production de dioxyde de carbone
US8282707B2 (en) 2010-06-30 2012-10-09 Uop Llc Natural gas purification system
US8945496B2 (en) 2010-11-30 2015-02-03 General Electric Company Carbon capture systems and methods with selective sulfur removal
EP2767324A1 (de) * 2013-02-14 2014-08-20 Linde Aktiengesellschaft Verfahren zum Betreiben einer physikalischen Gaswäsche mit Methanol
USD949667S1 (en) 2020-04-07 2022-04-26 Intelligent Designs 2000 Corp. Double loop swivel hook
CN114907894A (zh) * 2022-06-09 2022-08-16 上海中集天照清洁能源有限公司 一种用于天然气脱甲醇的方法

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1257743A (ru) * 1969-03-13 1971-12-22
EP1408102A1 (fr) * 2002-10-07 2004-04-14 Institut Français du Pétrole Procédé de desacidification d'un gaz naturel
US20050000360A1 (en) * 2002-04-15 2005-01-06 John Mak Configurations and method for improved gas removal
DE10352878A1 (de) * 2003-11-10 2005-06-16 Basf Ag Verfahren zur Gewinnung eines unter hohem Druck stehenden Sauergasstroms durch Entfernung der Sauergase aus einem Fluidstrom
WO2007030888A1 (en) * 2005-09-15 2007-03-22 Cool Energy Limited Process and apparatus for removal of sour species from a natural gas stream

Family Cites Families (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2863527A (en) * 1949-09-15 1958-12-09 Metallgesellschaft Ag Process for the purification of gases
DE1095866B (de) * 1959-09-30 1960-12-29 Linde S Eismaschinen Ag Zweign Verfahren und Einrichtung zur Abscheidung von Kohlendioxyd aus Druckgasen
DE1501720B1 (de) * 1965-11-15 1970-07-09 Linde Ag Verfahren zum Abtrennen von CO2 und H2S aus Gasgemischen
DE1544080B2 (de) * 1965-11-15 1974-12-12 Metallgesellschaft Ag, 6000 Frankfurt Verfahren zur Reinigung hochverdichteter kohlendioxidhaltiger Gase
DE1494808B2 (de) * 1966-10-14 1976-05-06 Verfahren zum reinigen von brenn- oder synthesegasen
DE1494809C3 (de) * 1966-10-25 1974-01-17 Metallgesellschaft Ag, 6000 Frankfurt Verfahren zum Auswaschen von Kohlendioxid aus schwefelarmen oder schwefelfreien Gasen
DE2262457A1 (de) * 1972-12-20 1974-06-27 Linde Ag Verfahren und vorrichtung zum auswaschen von kohlendioxid, schwefelwasserstoff und gegebenenfalls kohlenoxisulfid
US4052176A (en) * 1975-09-29 1977-10-04 Texaco Inc. Production of purified synthesis gas H2 -rich gas, and by-product CO2 -rich gas
DE3346038A1 (de) * 1983-12-20 1985-06-27 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verfahren und vorrichtung zum auswaschen von gasbestandteilen aus gasgemischen
US5137550A (en) * 1991-04-26 1992-08-11 Air Products And Chemicals, Inc. Cascade acid gas removal process
FR2733162B1 (fr) * 1995-04-19 1997-06-06 Inst Francais Du Petrole Procede et dispositif d'elimination d'au moins un gaz acide par solvant pour l'epuration du gaz naturel
DE19716310A1 (de) * 1997-04-18 1998-10-22 Metallgesellschaft Ag Verfahren zum Regenerieren einer beladenen Waschflüssigkeit, die aus einer Anlage zur Entschwefelung eines Wasserstoff und Kohlenoxide enthaltenden Gasgemisches kommt
DE10324694A1 (de) * 2003-05-28 2004-12-23 Uhde Gmbh Verfahren zur Entfernung von Sauergasen aus unter Druck befindlichem, mit Sauergasverbindungen verunreinigtem Erdgas und Gewinnung der entfernten Sauergase auf erhöhtem Druckniveau
US7481988B2 (en) * 2003-11-10 2009-01-27 Basf Se※ Method for obtaining a high pressure acid gas stream by removal of the acid gases from a fluid stream
US7083662B2 (en) * 2003-12-18 2006-08-01 Air Products And Chemicals, Inc. Generation of elevated pressure gas mixtures by absorption and stripping
DE102004014292A1 (de) * 2004-03-22 2005-10-20 Lurgi Ag Koproduktion von Methanol und Ammoniak aus Erdgas
PE20071048A1 (es) * 2005-12-12 2007-10-18 Basf Ag Proceso para la recuperacion de dioxido de carbono
DE102006014302A1 (de) * 2006-03-28 2007-10-04 Linde Ag Verfahren und Vorrichtung zur Regenerierung des beladenen Waschmittels in einer physikalischen Gaswäsche
DE102006056117A1 (de) * 2006-11-28 2008-05-29 Linde Ag Verfahren und Vorrichtung zur Abtrennung von Metallcarbonylen aus Synthesegas
US8313718B2 (en) * 2006-12-13 2012-11-20 Dow Global Technologies Llc Method and composition for removal of mercaptans from gas streams

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1257743A (ru) * 1969-03-13 1971-12-22
US20050000360A1 (en) * 2002-04-15 2005-01-06 John Mak Configurations and method for improved gas removal
EP1408102A1 (fr) * 2002-10-07 2004-04-14 Institut Français du Pétrole Procédé de desacidification d'un gaz naturel
DE10352878A1 (de) * 2003-11-10 2005-06-16 Basf Ag Verfahren zur Gewinnung eines unter hohem Druck stehenden Sauergasstroms durch Entfernung der Sauergase aus einem Fluidstrom
WO2007030888A1 (en) * 2005-09-15 2007-03-22 Cool Energy Limited Process and apparatus for removal of sour species from a natural gas stream

Also Published As

Publication number Publication date
EA200901522A1 (ru) 2010-06-30
AU2008249822A1 (en) 2008-11-20
EP2147085A2 (en) 2010-01-27
AU2008249822B2 (en) 2013-07-25
US20100126347A1 (en) 2010-05-27
WO2008139208A3 (en) 2009-01-15
WO2008139208A2 (en) 2008-11-20
MX2009012313A (es) 2009-12-03
CA2687033A1 (en) 2008-11-20
GB0709433D0 (en) 2007-06-27
CN101809128A (zh) 2010-08-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US6505683B2 (en) Process for purification by combination of an effluent that contains carbon dioxide and hydrocarbons
CA2365670C (en) Carbon dioxide recovery at high pressure
US4242108A (en) Hydrogen sulfide concentrator for acid gas removal systems
JP5579602B2 (ja) ガス混合物の分離のためのプロセスおよび装置
CA2489956C (en) Generation of elevated pressure gas mixtures by adsorption and stripping
US8845788B2 (en) Methods and configurations for H2S concentration in acid gas removal
AU2008310157B2 (en) Removal of carbon dioxide from a feed gas
US20170333831A1 (en) Process for separating a product gas from a gaseous mixture utilizing a gas pressurized separation column and a system to perform the same
US4305733A (en) Method of treating natural gas to obtain a methane rich fuel gas
KR100693949B1 (ko) 멤브레인을 이용한 수소 재생 및 산 가스 제거방법
US8641802B2 (en) Method for treating a process gas flow containing CO2
US20080187485A1 (en) Method of extracting the hydrogen sulfide contained in a hydrocarbon gas
Gao et al. Optimized process configuration for CO2 recovery from crude synthesis gas via a rectisol wash process
US4475347A (en) Process for separating carbon dioxide and sulfur-containing gases from a synthetic fuel production process off-gas
EA015785B1 (ru) Способ удаления диоксида углерода из газового потока
AU2009242764A1 (en) A method for recovery of high purity carbon dioxide
JPH1067994A (ja) 高圧原料ガス中の二酸化炭素の高度除去及び高圧回収方法並びにその装置
CN110740801A (zh) 用于净化气体的具有至少两个喷射阶段的方法和设备以及用途
US4576615A (en) Carbon dioxide hydrocarbons separation process
JP2005522396A (ja) 水素および一酸化炭素の混合物を分離するための方法および装置。
JP5632096B2 (ja) 合成ガスからの二酸化炭素の製造
CN108014598B (zh) 一种除去碎煤低温甲醇洗尾气中非甲烷烃及回收c2+烃的系统及方法
US8241603B1 (en) Process and system for removing sulfur from sulfur-containing gaseous streams
US20170051218A1 (en) Process for desulphurizing a gas mixture

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 AZ BY KZ KG MD TJ TM

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

Designated state(s): RU