EA015953B1 - Способ и система удаления сероводорода из потока природного газа - Google Patents

Способ и система удаления сероводорода из потока природного газа Download PDF

Info

Publication number
EA015953B1
EA015953B1 EA201000072A EA201000072A EA015953B1 EA 015953 B1 EA015953 B1 EA 015953B1 EA 201000072 A EA201000072 A EA 201000072A EA 201000072 A EA201000072 A EA 201000072A EA 015953 B1 EA015953 B1 EA 015953B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
fraction
content
cooled
natural gas
hydrogen sulfide
Prior art date
Application number
EA201000072A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201000072A1 (ru
Inventor
Марко Беттинг
Корнелис-Антони Теенк-Виллинк
Роберт-Петрус Ван-Бакел
Original Assignee
Твистер Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Твистер Б.В. filed Critical Твистер Б.В.
Publication of EA201000072A1 publication Critical patent/EA201000072A1/ru
Publication of EA015953B1 publication Critical patent/EA015953B1/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
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/24—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by centrifugal force
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/48—Sulfur compounds
    • B01D53/52—Hydrogen sulfide
    • 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
    • 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
    • C10L3/103—Sulfur containing contaminants
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—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
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/304—Hydrogen sulfide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2258/00—Sources of waste gases
    • B01D2258/06—Polluted air
    • 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
    • F25J2200/70—Refluxing the column with a condensed part of the feed stream, i.e. fractionator top is stripped or self-rectified
    • 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
    • F25J2205/10—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using combined expansion and separation, e.g. in a vortex tube, "Ranque tube" or a "cyclonic fluid separator", i.e. combination of an isentropic nozzle and a cyclonic separator; Centrifugal separation

Abstract

В изобретении описан способ удаления сероводорода (HS) из потока природного газа (13), содержащего метан (CH) и HS, включающий стадии охлаждения потока природного газа в узле теплообменников (14, 16, 18); подачи по меньшей мере части потока охлажденного природного газа по питательному трубопроводу (19, 21) в циклонное устройство (1) для расширения и разделения, в котором поток охлажденного природного газа расширяется в сопле (4) и посредством этого далее охлаждается до температуры и давления ниже точки росы HS и разделяется за счет вращения потока охлажденного природного газа в трубчатой разделительной камере (9), при котором центробежные силы разделяют поток охлажденного природного газа на фракцию охлажденной текучей среды низкой плотности с пониженным содержанием сероводорода и повышенным содержанием метана и на фракцию охлажденной текучей среды высокой плотности с повышенным содержанием сероводорода и пониженным содержанием метана; подачи фракции охлажденной текучей среды низкой плотности в трубопровод (33) продуктового газа, соединенный с узлом теплообменников (14), для охлаждения потока природного газа, подаваемого в циклонное устройство (1) для расширения и разделения; и подачи фракции охлажденной текучей среды высокой плотности в ректификационную колонну (8) для дальнейшего разделения.

Description

Настоящее изобретение относится к способу удаления сероводорода из потока природного газа.
Потоки высокосернистого природного газа могут содержать более 10 мол.% сероводорода (Н28). И такие потоки высокосернистого природного газа часто подвергают очистке на установках аминовой очистки в аминовых абсорбционных колоннах. После регенерации поток газа выходит с установки аминовой очистки при относительно низком давлении и нуждается в дальнейшей очистке с применением процесса Клауса для превращения Н28 в элементарную серу. В настоящее время, в частности для месторождений газа с повышенным содержанием Н28 (10-90 мол.% Н28), установки аминовой очистки с последующим применением процесса Клауса становятся нерентабельными.
В недавнем прошлом были разработаны технологические схемы эффективной предварительной очистки потоков природного газа при низких температурах для извлечения и ректификации низкокипящих паров таких газов, как С2, С3, С4, а также Н28 и СО2. Одна из упомянутых низкотемпературных технологических схем опубликована в международной заявке \¥О 2006/089948. В данной публикации раскрывается применение циклонного сепаратора для оптимизации термодинамики с одновременным уменьшением размеров дорогостоящих ректификационных колонн и дефлегматоров в сравнении с традиционными низкотемпературными схемами. Одна из идей, изложенных в этой публикации, заключается в том, что с точки зрения термодинамики более выгодно охлаждать в холодильнике поток на входе в циклонный сепаратор, чем охлаждать в холодильнике вторичный поток с большим содержанием жидкости на выходе из циклонного сепаратора.
Ректификационные колонны хорошо известны в промышленности. Недавно компания То1а1 (ТРЕ) и 1и81йи1е Егапсай би Рс(го1с (ΙΕΡ) разработали усовершенствованный процесс ректификации для низкотемпературного способа удаления Н28, называемого процессом 8РКЕХ. В технологическую схему процесса 8РКЕХ включена ректификационная колонна, в которую подают предварительно охлажденный газ при температуре подачи 25-30°С. Газ, отбираемый с верха колонны, содержащий, в основном, метан и Н28, охлаждают до температуры приблизительно -30°С в устройстве для охлаждения. Жидкость, конденсирующаяся в холодильнике, в которой содержится, в основном, Н28, возвращают обратно на верхнюю тарелку ректификационной колонны в качестве флегмы. Данная флегма с высокой концентрацией Н28 растворяет большую часть воды, которая поступает в ректификационную колонну. При использовании такой флегмы с повышенным содержанием Н28 в качестве поглотителя влаги можно избежать использования гидратов, даже когда температура текучей среды в верхней части колонны составляет -5°С при давлении ~ 80 бар. Поток жидкости с повышенным содержанием Н28, выходящий из нижней части ректификационной колонны, затем закачивают в коллектор газа, благодаря чему можно не использовать дорогостоящие, большие по размеру аминовые абсорбционные колонны и процесс Клауса, а также избежать производственных затрат, направленных на утилизацию больших количеств элементарной серы.
Процесс 8РКЕХ разработан как система удаления основной части Н28, поэтому очистка в аминовых абсорбционных колоннах остается необходимой. Степень извлечения Н28 составляет приблизительно 6070%, при этом в получаемом потоке газа продолжает оставаться существенное количество Н28 (10-25 мол.%). Дальнейшее извлечение Н28 потребует снижения температур в верхней части ректификационной колонны и, как следствие, более мощных холодильников. К сожалению, дополнительная экономия капиталовложений от использования небольшой по размеру установки аминовой очистки плюс процесс Клауса не превышает дополнительных затрат, направляемых на дальнейшее увеличение мощности указанных холодильников.
В основу настоящего изобретения положена задача разработки процесса предварительной очистки с использованием циклонного сепаратора, установленного до ректификационной колонны, уменьшив, таким образом, газовую нагрузку на ректификационную колонну и достигнув, при этом, более низкой температуры в верхней части колонны, повысив, тем самым, эффективность извлечения и/или охлаждения Н28.
В настоящем изобретении предлагается способ удаления сероводорода из потока природного газа, включающего метан и сероводород, в котором осуществляют охлаждение потока природного газа в узле теплообменников;
подачу по меньшей мере части потока охлажденного природного газа по питательному трубопроводу в циклонное устройство для расширения и разделения, в котором поток охлажденного природного газа расширяется в сопле и посредством этого далее охлаждается до температуры и давления ниже точки росы сероводорода и разделяется за счет вращения потока охлажденного природного газа в трубчатой разделительной камере, при котором центробежные силы разделяют поток охлажденного природного газа на фракцию охлажденной текучей среды низкой плотности с пониженным содержанием сероводорода и повышенным содержанием метана и на фракцию охлажденной текучей среды высокой плотности с повышенным содержанием сероводорода и пониженным содержанием метана;
подачу фракции охлажденной текучей среды низкой плотности в трубопровод продуктового газа, соединенный с теплообменником, для охлаждения потока природного газа, подаваемого в циклонное устройство для расширения и разделения; и подачу фракции охлажденной текучей среды высокой плотности в ректификационную колонну для дальнейшего разделения, при этом ректификационная колонна позволяет разделять фракцию текучей
- 1 015953 среды высокой плотности, выходящую из циклонного устройства для расширения и разделения, на кубовую фракцию с повышенным содержанием сероводорода и пониженным содержанием метана и на верхнюю фракцию с пониженным содержанием сероводорода и повышенным содержанием метана, при этом верхняя фракция выходит из верхней части ректификационной колонны во флегмовый трубопровод, в который встроен дефлегматор, после которого охлажденная верхняя фракция поступает во флегмовый разделительный сосуд, где охлажденная верхняя фракция разделяется на:
а) охлажденную, по существу, газообразную фракцию с пониженным содержанием сероводорода и повышенным содержанием метана, которая смешивается с фракцией текучей среды с пониженным содержанием сероводорода и повышенным содержанием метана, выходящей из циклонного устройства для расширения и разделения; и
б) фракцию охлажденной, по существу, жидкой текучей среды с повышенным содержанием сероводорода и пониженным содержанием метана, которая рециркулирует в питательный трубопровод.
Питательный трубопровод может включать сосуд для отделения воды, в котором, в основном, находятся вода и некоторые углеводородсодержащие жидкие среды, и входной холодильник так, чтобы поток природного газа, подаваемого в циклонное устройство для расширения и разделения, имел более низкое содержание воды и температуру в пределах от 5 до -25°С.
Узел теплообменников может далее включать первый теплообменник, в котором поток природного газа охлаждается посредством фракции охлажденной текучей среды низкой плотности, протекающей по трубопроводу продуктового газа, до температуры ниже точки росы упомянутого потока природного газа;
из упомянутого первого теплообменника охлажденный природный газ поступает в сосуд для отделения воды; и второй теплообменник, в котором поток обезвоженного природного газа, выходящий из сосуда для отделения воды, охлаждается посредством охлажденной, по существу, газообразной фракции с пониженным содержанием сероводорода и высоким содержанием метана, выходящей из флегмового разделительного сосуда.
Питательный трубопровод может также включать сосуд для разделения газа-жидкости, который располагается между входным холодильником и входом циклонного устройства для расширения и разделения; в упомянутом сосуде поток охлажденного природного газа разделяется на верхнюю фракцию с высоким содержанием метана и пониженным содержанием сероводорода, подаваемую в циклонное устройство для расширения и разделения, и на кубовую фракцию с высоким содержанием сероводорода и пониженным содержанием метана, подаваемую в ректификационную колонну.
Предпочтительно, чтобы циклонное устройство для расширения и разделения включало узел закручивающих лопастей, придающих вихревое движение потоку природного газа, при этом закручивающие лопасти располагаются до сопла, в котором скорость потока природного газа увеличивается, по существу, до сверхзвуковой скорости и происходит расширение потока природного газа и посредством этого его дальнейшее охлаждение, при котором центробежные силы разделяют вихревой поток жидкости в трубчатой камере для разделения, находящейся после сопла, на фракции текучей среды низкой и высокой плотности.
Циклонное устройство для расширения и разделения может включать узел закручивающих лопастей, которые выступают, по меньшей мере, в частично радиальном направлении от центрального корпуса, имеющего форму торпеды, расположенного до сопла; и наружный диаметр указанного корпуса больше внутреннего диаметра сопла; при этом корпус в форме торпеды, узел закручивающих лопастей и сопло имеют такую конструкцию, чтобы изэнтропический КПД расширения в сопле составлял по меньшей мере 80%.
Выполненные расчеты показали, что применение способа по настоящему изобретению приведет к существенному увеличению степени извлечения Н2§, от 80 до 85%, или к возможности снижения производительности холодильника приблизительно на 50% для достижения аналогичной степени извлечения Н2§, равной 60-70%. Следует отметить, что при использовании в настоящем описании и в формуле изобретения термин поток природного газа, включающий метан и сероводород означает, что поток природного газа может полностью или частично включать метан и сероводород и что метан может образовывать любую фракцию с содержанием метана от 0 до 100% по массе, объему или мольному проценту в потоке природного газа и что сероводород может образовывать любую фракцию с содержанием сероводорода от 0 до 100% по массе, объему или мольному проценту в потоке природного газа.
Указанные выше и другие варианты осуществления изобретения, особенности и преимущества способа по настоящему изобретению раскрыты на прилагаемых чертежах и описаны в формуле изобретения, реферате и детальном описании предпочтительных вариантов способа по настоящему изобретению, в которых имеются ссылки на прилагаемые чертежи.
Далее настоящее изобретение раскрыто в приведенном ниже описании и проиллюстрировано на прилагаемых чертежах, на которых на фиг. 1 представлена технологическая схема первого варианта предлагаемого в настоящем изобретении способа;
- 2 015953 на фиг. 2 - технологическая схема второго варианта способа;
на фиг. 3 - технологическая схема третьего варианта способа; на фиг. 4 - технологическая схема четвертого варианта способа.
На фиг. 1 и 2 для обозначения одинаковых компонентов использованы одни и те же ссылочные номера.
Как на фиг. 1, так и на фиг. 2 показана технологическая схема, содержащая циклонное устройство 1 для расширения и разделения, которое включает закручивающие лопасти 2, смонтированные на центральном корпусе 3 в форме торпеды, сопло 4, в котором скорость вихревого потока природного газа увеличивается до околозвуковой или сверхзвуковой скорости, центральное выходное отверстие 5 для выхода фракции первичной текучей среды с повышенным содержанием метана и пониженным содержанием Н2§ из устройства 1 для разделения и наружное выходное отверстие 6 для вторичной текучей среды, для выхода фракции вторичной текучей среды с повышенным содержанием сконденсированных веществ и пониженным содержанием метана во вторичный спускной трубопровод 22. Фракция вторичной текучей среды подается по трубопроводу 22 в ректификационную колонну 8 для текучей среды.
В настоящем изобретении представлена технологическая схема извлечения Н2§ на основе использования циклонного устройства 1 для расширения и разделения, которое продается компанией Т\\'151сг Β.ν. под торговой маркой ТтеШег (ТтеШег - это торговая марка, принадлежащая компании ТтеШег Β.ν.). Охлаждение внутри циклонного устройства 1 для разделения осуществляется посредством увеличения скорости сырьевого потока, по существу, до околозвуковой или сверхзвуковой скорости. В условиях сверхзвуковой скорости давление, как правило, падает до значения, равного 1/4 от значения давления сырья, в то время как температура, как правило, снижается до значения, равного 2/3 значения температуры сырья. Отношение величины снижения температуры к величине снижения давления для заданного состава сырья определяют исходя из изэнтропического КПД расширения, который для циклонного устройства для расширения составит приблизительно 85%. Изэнтропический КПД показывает потери на трение и тепловые потери, имеющие место внутри устройства 1.
Находясь в состоянии расширения внутри циклонного устройства 1 для разделения, большая часть компонентов Н2§ находится в сжиженном дисперсном состоянии в виде мелких капель и разделяется в камере для разделения, в которой смешанная текучая среда подвергается вихревому движению, разделяясь при этом на наружную фракцию с повышенным содержанием жидкой среды и центральную фракцию с повышенным содержанием газа. Коэффициент расширения (Р/Рсырья) выбирают таким, чтобы, по меньшей мере, определенная фракция Н2§ конденсировалась в жидкость внутри сепаратора. За пределами прохода в циклоне, где имеет место сверхзвуковая скорость, поток внутри устройства 1 для разделения подразделяется в трубчатой камере 9 для разделения на поток с высоком содержанием Н2§ (~30% от суммарного расхода) и на поток с пониженным содержанием Н2§ (~70% от суммарного расхода).
Основной поток с пониженным содержанием Н2§ снижает скорость в диффузоре 10, в результате чего имеет место повышение давления и температуры. Повышение давления и сопутствующее повышение температуры в диффузоре 10 определяют как на основе изэнтропического КПД расширения, так и на основе изэнтропического КПД повторного сжатия после расширения. Изэнтропический КПД расширения определяет остаточную кинетическую энергию на входе в диффузор, в то время как изэнтропический КПД повторного сжатия после расширения определяют исходя из потерь внутри диффузора. Изэнтропический КПД повторного сжатия после расширения для циклонного устройства 1 для разделения составляет приблизительно 85%. Следовательно, результирующее давление на выходе основного потока с пониженным содержанием Н2§ ниже давления сырья и почти равно давлению на выходе потока с повышенным содержанием Н2§, т.е. рабочему давлению колонны.
Для технологической схемы извлечения Н2§ на основе использования циклонного сепаратора 1 оптимизация процесса извлечения Н2§ заключается в более высокой степени расширения в циклонном сепараторе 1 (т.е. в уменьшении отношения Р/Рсырья), при которой отделяется жидкость с повышенным содержанием Н2§. Поток с повышенным содержанием Н2§ подают в ректификационную колонну 8, способствуя, тем самым, уменьшению ее размера и/или снижению производительности дефлегматора 23, который находится в верхнем выпускном трубопроводе 12 ректификационной колонны 8.
На фиг. 1 показана технологическая схема первого варианта изобретения по способу, раскрываемому в настоящем изобретении, в котором сырьевой поток 13 природного газа с повышенным содержанием Н2§ (как правило, Н2§ = 30 мол.%) протекает по питательному трубопроводу, в котором поток природного газа подвергают предварительному охлаждению в первом теплообменнике 14 охлажденным продуктовым газом с пониженным содержанием Н2§, выходящим из центрального выходного отверстия 5 циклонного сепаратора 1 (первый этап предварительного охлаждения), а затем во втором теплообменнике 16 - продуктовым газом с пониженным содержанием Н2§, выходящим из верхнего выходного трубопровода 12 в верхней части ректификационной колонны 8 (второй этап предварительного охлаждения). После первого этапа предварительного охлаждения жидкую текучую среду, не содержащую углеводородов, и воду удаляют в сепараторе 17 для основной массы воды. В первом теплообменнике 14 происходит снижение температуры текучей среды потока природного газа до температуры, значительно выше температуры образования гидрата (~29°С при давлении 100 бар). Впрыск сжиженного Н2§, часть которого
- 3 015953 может испариться, происходит через первый флегмовый трубопровод 25 в месте до второго теплообменника 16. Оставшийся жидкий Н28 абсорбирует в себя основную часть водяных паров, все еще присутствующих в природном газе, уменьшая, тем самым, содержание воды с ~1500 ч./млн об. (объемных частей на миллион) при давлении 100 бар и температуре 29°С до ~900 ч./млн об. при давлении 100 бар и температуре 29°С, выполняя функцию влагопоглотителя. Второй теплообменник 16 и входной холодильник 18, расположенный в питательном трубопроводе 19 после второго теплообменника 16, далее снизят температуру текучей среды до температурных пределов от -16 до -22°С, как правило, до -18°С. Жидкие среды, выходящие из второго теплообменника 16, которые содержат, главным образом, Н28, отделяют во входном разделительном сосуде 20, прежде чем поток 21 охлажденного природного газа будет направлен в циклонный сепаратор 1. Фракцию жидкости с повышенным содержанием Н28, выходящую из наружного выходного отверстия 6, направляют по трубопроводу 22 к ректификационной колонне 8. Поток 21 охлажденного природного газа, направляемый в циклонный сепаратор 1, будет содержать примерно 20 мол.% Н28 при давлении 100 бар и температуре -18°С.
Согласно данному варианту способа по настоящему изобретению, показанному на фиг. 1, поток 13 природного газа, загрязненного сероводородом, направляют по питательному трубопроводу 19 в циклонный сепаратор 1, в котором имеет место расширение подаваемого газа с коэффициентом расширения от 3 до 5 в условиях температуры -70°С при давлении 33 бара и, соответственно, в условиях температуры -90°С при давлении 20 бар. На данном этапе фракция парообразного Н28 составляет примерно от 4 до 7 мол.%. При проверенном КПД разделения, равном 92-95%, может быть образован поток продуктового газа, выходящий из центрального выходного отверстия 5 циклонного сепаратора 1, содержащий 5-8 мол.% Н28. Первичный поток с пониженным содержанием Н28 (~70% от суммарного расхода), выходящий из центрального выходного отверстия 5 циклонного сепаратора 1 при температуре ~(-20°С), используют для предварительного охлаждения потока природного газа в первом теплообменнике 14, расположенном в питательном трубопроводе 19. Вторичный поток с более высоким содержанием Н28 (~30% от суммарного расхода), выходящий из наружного выходного отверстия 6 циклонного сепаратора 1 при температуре примерно -30°С, используют для предварительного охлаждения подаваемого газа во втором теплообменнике 16, до его подачи в ректификационную колонну 8. Газообразные компоненты вторичной фракции текучей среды с повышенным содержанием Н28, выходящей из выходного отверстия 6 циклонного сепаратора 1 (главным образом, метан), будут проходить на более низкие тарелки ректификационной колонны 8 вместе с парами Н28. Отделенный газообразный поток, выходящий из верхней части ректификационной колонны 8, содержащий метан и Н28, охлаждают в дефлегматоре 23 до температурных пределов от -25 до -35°С, как правило, примерно до -30°С. Поток охлажденной текучей флегмы, выходящей из дефлегматора, разделяют во флегмовом разделительном сосуде 24, и первая основная фракция текучих жидких сред, выходящих из куба дефлегматора, возвращается по первому флегмовому трубопроводу 25 в питательный трубопровод 19, вблизи входа во второй теплообменник 16, а вторая, менее значительная их часть, идет по второму флегмовому трубопроводу 26 на орошение ректификационной колонны 8. При разделении флегмы на фракции возможны такие отношения, как от 70/30 до 100/0%, хотя типовое отношение составляет 95/5%.
Для конкретной предельной температуры газа, отбираемого с верха колонны, холодопроизводительность дефлегматора 23 определяется, в первую очередь, необходимой паровой фракцией Н28 в получаемом потоке газа, выходящего из флегмового разделительного сосуда 24, и, во вторую очередь, требуемой производительностью второго теплообменника 16 для получения необходимой паровой фракции Н28 в получаемом потоке газа, выходящем из циклонного сепаратора 1. Производительность кипятильника (ребойлера) ректификационной колоны 8 определяет оставшуюся фракцию метана в потоке жидкого Н28, который получают в качестве кубового продукта 27. Содержание фракции метана в растворенном состоянии в кубовом продукте должно быть как можно ниже. Однако производительность кипятильника также определяет поток паров Н28, выходящий с верха колонны, и, следовательно, максимальное количество жидкой флегмы Н28 для заданной производительности холодильника. В зависимости от рабочего давления колонны выбирается температура кипятильника от 40 до 80°С, хотя типовой температурой является температура 60°С.
Для низкотемпературной технологической схемы извлечения Н28 при оценке экономической рентабельности затраты на входной холодильник 18 и дефлегматор 23 являются основными затратами. Традиционные схемы охлаждения для рабочей температуры -30°С дефлегматора требуют холодопроизводительности, равной ~3 МВт/106 (н)м3/сутки. При использовании холодильного коэффициента СОРфак1ический = Ω охлаждения/^ компрессора = ~1,55 холодопроизводительность будет аналогична производительности пропанового компрессора, равной ~1,9 МВт/106 (н)м3 /сутки. Если предположить, что температура окружающей среды равна 25°С, а перепад температуры (ΔΤ) как конденсатора, так и испарителя равен 10°С, то идеальный холодильный коэффициент или холодильный коэффициент цикла Карно дефлегматора, включенного в технологическую схему ΙΕΡ, составляет СОР Карно Τиспари1еля/(Τконденса1ора - Тиспарителя) = 233/(308-233) = 3 ,1 + ~СОРфамичесапп Ι.55.
Применение способа по настоящему изобретению позволит получить 13% фракции Н28 в получае
- 4 015953 мом газе, при этом суммарная холодопроизводительность может быть снижена примерно до 1,7 МВт-106 (н)м3/сутки, из которых примерно 1,2 МВт холодопроизводительности требуется для входного холодильника и примерно 0,5 МВт - для дефлегматора.
Более того, входной холодильник работает при температуре технологического процесса 2°С, обеспечивая холодильный коэффициент цикла Карно, равный СОР Карно Тиспарителя/(Тконденсатора - Тиспарителя) = 265/(308-265) = 6 ,2 ~СОРфактический 3,1.
Следовательно, суммарная механическая производительность холодильников в соответствии с настоящим изобретением составит 1,2 МВт/3,1 + 0,5 МВт/1,55 = 0,71 МВт/106 (н)м3/сутки.
Расчеты показали, что при применении низкотемпературной схемы извлечения Н2§ по настоящему изобретению, как показано на фиг. 1, суммарная холодопроизводительность может быть снижена на 48%, что означает 60%-ное снижение механической производительности холодильника при аналогичной степени извлечения Н2§. И наоборот, при той же самой производительности холодильника содержание Н2§ может быть снижено на 5 мол.%.
На фиг. 2 показана технологическая схема второго варианта изобретения по способу, раскрываемому в настоящем изобретении, которая в основном аналогична технологической схеме его первого варианта, показанной на фиг. 1, и на которой аналогичные компоненты имеют аналогичные ссылочные номера, однако, на этой схеме фракцию текучей среды с повышенным содержанием Н2§, выходящую из выходного отверстия 6 циклонного сепаратора 1, направляют по трубопроводу 30 непосредственно в ректификационную колонну 8.
На фиг. 3 показана технологическая схема третьего варианта изобретения по способу, раскрываемому в настоящем изобретении, которая в основном аналогична технологической схеме его второго варианта, показанной на фиг. 2, и на которой аналогичные компоненты имеют аналогичные ссылочные номера, однако, на этой схеме первый флегмовый трубопровод 251 соединен с питающим трубопроводом 19 в месте между выходом второго теплообменника 16 и входом холодильника 18.
Предпочтительно возвращать первую флегму Н2§ из трубопровода 251, с холодного верха ректификационной колонны 8, в охлажденный сырьевой поток из второго теплообменника 16. Упомянутая первая флегма Н2§, являющаяся относительно сухой и относительно холодной, может быть предпочтительно использована для абсорбции воды в холодной части сырьевого газа.
Кроме того, флегмовый трубопровод 40 скомпонован как трубопровод между кипятильником и входом второго теплообменника 16 для подачи кубового продукта потока 27 жидкого Н2§, скопившегося в кипятильнике, на вход сырья при температуре ~29°С.
Предпочтительно возвращать кубовый продукт потока 27 жидкого Н2§ в качестве второй дополнительной флегмы Н2§, поступающей из теплого куба ректификационной колонны 8 на вход сырья при температуре ~29°С. Указанная вторая часть дополнительной флегмы Н2§ с относительно повышенным содержанием воды и являющаяся относительной теплой может быть предпочтительно использована для абсорбции воды в теплой части сырьевого газа.
На фиг. 4 показана технологическая схема четвертого варианта изобретения по способу, раскрываемому в настоящем изобретении, которая в основном аналогична технологическим схемам, показанным на фиг. 2 или 3, и на которой аналогичные компоненты имеют аналогичные ссылочные номера, однако, на этой схеме второй предварительный холодильник включает второй теплообменник 16, холодильник 18 и аппарат 45 для контакта газа-жидкости, встроенный в линию на выходе из второго теплообменника для получения охлажденного сырьевого газа. Выход газа из указанного аппарата 45 соединен со входом сырья в холодильник 18. Первый флегмовый трубопровод 252 соединен со входом для флегмы расположенного на потоке аппарата 45 для контакта газа-жидкости. Встроенный в линию аппарат 45 для контакта газа-жидкости может работать как прямоточно, так и противоточно, хотя предпочтительной является его противоточная работа.
Указанный встроенный в линию аппарат для контакта газа-жидкости предназначен для улучшения контакта между охлажденным сырьевым газом, выходящим из второго теплообменника 16, и жидкой флегмой Н2§, выходящей из аппарата 24 для отделения флегмы, с тем чтобы повысить с помощью флегмы степень абсорбции воды из сырьевого газа. Выход для жидкой среды (содержащей Н2§) располагаемого на потоке аппарата 45 для контакта газа-жидкости соединен с более низкой частью (при относительно высоких температурах) ректификационной колонны 8, для подачи жидкой среды, содержащей Н2§, из расположенного на потоке аппарата 45 для контакта газа-жидкости, в ректификационную колонну.
Согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения выходное отверстие для жидкой среды расположенного на потоке аппарата для контакта газа-жидкости соединено с трубопроводом выходящей жидкой среды входного аппарата 20 для разделения.
Применение расположенного на потоке аппарата 45 для контакта газа-жидкости предпочтительно позволяет снизить содержание воды в сырьевом газе за счет более эффективного взаимодействия между потоком газа и потоком жидкой флегмы.
Кроме того, как было описано выше со ссылкой на фиг. 3, третий флегмовый трубопровод 40 скомпонован как трубопровод между кипятильником и входом второго теплообменника 16, для возврата ку
- 5 015953 бового продукта 27, собранного в кипятильнике, на вход сырья при температуре ~29°С.
Следует отметить, что концепция использования встроенных в линию аппаратов для контакта газажидкости может быть более расширена и подразумевать замену самой ректификационной колонны одним или несколькими расположенными на потоке аппаратами для контракта газа-жидкости.
Более того, еще один встроенный в линию аппарат для контракта газа-жидкости может быть использован в любой из указанных выше технологических схем для подачи потока флегмы, содержащей Н2§, в качестве текучей среды для абсорбции воды в какую-либо точку на потоке сырьевого газа.
Следует также понимать, что дополнительные варианты раскрытия настоящего изобретения, представленные в описаниях фиг. 3 и 4, также применимы и к технологической схеме, представленной на фиг. 1.

Claims (12)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ удаления сероводорода из потока природного газа, включающего метан и сероводород, при осуществлении которого охлаждают поток природного газа в узле теплообменников, подают по меньшей мере часть потока охлажденного природного газа по питательному трубопроводу в циклонное устройство для расширения и разделения, в котором поток охлажденного природного газа расширяется в сопле, за счет чего он далее охлаждается до температуры и давления ниже точки росы сероводорода и разделяется за счет закручивания потока охлажденного природного газа в трубчатой разделительной камере, при котором центробежные силы разделяют поток охлажденного природного газа на фракцию охлажденной текучей среды низкой плотности с пониженным содержанием сероводорода и повышенным содержанием метана и на фракцию охлажденной текучей среды высокой плотности с повышенным содержанием сероводорода и пониженным содержанием метана, подают фракцию охлажденной текучей среды низкой плотности в трубопровод продуктового газа, соединенный с узлом теплообменников, для охлаждения потока природного газа, подаваемого в указанное циклонное устройство для расширения и разделения, и подают фракцию охлажденной текучей среды высокой плотности для дальнейшего разделения в ректификационную колонну, где разделяют фракцию текучей среды высокой плотности, выходящую из указанного циклонного устройства, на кубовую фракцию с повышенным содержанием сероводорода и пониженным содержанием метана и на верхнюю фракцию с пониженным содержанием сероводорода и повышенным содержанием метана, при этом верхняя фракция выходит из верхней части ректификационной колонны во флегмовый трубопровод, по которому поступает в дефлегматор, после которого охлажденная верхняя фракция поступает во флегмовый разделительный сосуд, где охлажденную верхнюю фракцию разделяют на
    а) охлажденную, по существу, газообразную фракцию с пониженным содержанием сероводорода и повышенным содержанием метана, которая смешивается с фракцией текучей среды с пониженным содержанием сероводорода и повышенным содержанием метана, выходящей из упомянутого циклонного устройства, и
    б) фракцию охлажденной, по существу, жидкой текучей среды с повышенным содержанием сероводорода и пониженным содержанием метана, которую рециркулируют обратно в питательный трубопровод.
  2. 2. Способ по п.1, в котором используют питательный трубопровод, включающий сосуд для отделения воды, и узел теплообменников, включающий входной холодильник, за счет чего обеспечивают, чтобы поток природного газа, подаваемого в упомянутое циклонное устройство, имел более низкое содержание воды и температуру в пределах от 5 до -25°С.
  3. 3. Способ по п.1, в котором фракция охлажденной, по существу, жидкой текучей среды с повышенным содержанием сероводорода и пониженным содержанием метана, которая рециркулирует в питательный трубопровод, выполняет функцию влагопоглотителя в потоке охлажденного природного газа, протекающего по питательному трубопроводу.
  4. 4. Способ по п.1, в котором ректификационную колонну для получения кубового продукта жидкого потока Н2§, рециркулирующего в качестве флегмы Н2§, размещают на входе узла теплообменников.
  5. 5. Способ по п.2, в котором используют узел теплообменников, также включающий первый теплообменник, где поток природного газа охлаждают посредством фракции охлажденной текучей среды низкой плотности, протекающей по трубопроводу продуктового газа, до температуры ниже точки росы потока природного газа, и из этого первого теплообменника охлажденный природный газ поступает в сосуд для отделения воды, и второй теплообменник, где поток обезвоженного природного газа, выходящий из сосуда для отделения воды, охлаждают посредством охлажденной, по существу, газообразной фракции с пониженным содержанием сероводорода и высоким содержанием метана, выходящей из флегмового разделительного сосуда.
  6. 6. Способ по п.5, в котором фракцию охлажденной, по существу, жидкой текучей среды с повы
    - 6 015953 шенным содержанием сероводорода и пониженным содержанием метана, выходящую из флегмового разделительного сосуда, направляют в питающий трубопровод на выходе второго теплообменника.
  7. 7. Способ по п.5, в котором используют питательный трубопровод, включающий сосуд для разделения газа-жидкости, располагающийся между входным холодильником и входом упомянутого циклонного устройства, и в этом сосуде разделяют поток охлажденного природного газа на верхнюю фракцию с повышенным содержанием метана и пониженным содержанием сероводорода, подаваемую в упомянутое циклонное устройство, и кубовую фракцию с высоким содержанием сероводорода и пониженным содержанием метана, подаваемую в ректификационную колонну.
  8. 8. Способ по п.1, в котором используют узел теплообменников, включающий встроенный в линию аппарат для контакта газа-жидкости, размещенный с возможностью приема потока охлажденного природного газа из узла теплообменников на входе потока газа и фракции охлажденной, по существу, жидкой текучей среды с повышенным содержанием сероводорода и пониженным содержанием метана из флегмового разделительного сосуда на входе для флегмы, при этом указанный аппарат для контакта газа-жидкости обеспечивает контакт между потоком газа и потоком фракции, по существу, жидкой текучей среды для поглощения воды из потока газа посредством потока фракции, по существу, жидкой текучей среды.
  9. 9. Способ по п.1, в котором используют циклонное устройство, включающее узел закручивающих лопастей, придающих вихревое движение потоку природного газа и располагающихся по направлению потока до сопла, в котором скорость потока природного газа увеличивается, по существу, до сверхзвуковой скорости и происходит расширение потока природного газа и его дальнейшее охлаждение, при этом центробежные силы разделяют вихревой поток жидкости в трубчатой камере для разделения, находящейся по направлению потока после сопла, на фракции текучей среды низкой и высокой плотности.
  10. 10. Способ по п.9, в котором циклонное устройство для расширения и разделения включает узел закручивающих лопастей, выступающих, по меньшей мере частично, в радиальном направлении от центрального корпуса, имеющего форму торпеды и расположенного по направлению потока до сопла, причем наружный диаметр этого корпуса больше внутреннего диаметра сопла.
  11. 11. Способ по п.10, в котором указанные корпус в форме торпеды, узел закручивающих лопастей и сопло имеют конструкцию, обеспечивающую изэнтропический КПД расширения в сопле по меньшей мере 80%.
  12. 12. Система для удаления сероводорода из потока природного газа, включающего метан и сероводород, содержащая узел теплообменников для охлаждения потока природного газа,: циклонное устройство для расширения и разделения, соединенное с выходом теплообменника посредством питательного трубопровода и включающее в себя сопло, за счет которого поток охлажденного природного газа способен расширяться и далее охлаждаться до температуры и давления ниже точки росы сероводорода, и трубчатую разделительную камеру, где потоку охлажденного природного газа придается вихревое движение, при котором центробежные силы разделяют поток охлажденного природного газа на фракцию охлажденной текучей среды низкой плотности с пониженным содержанием сероводорода и повышенным содержанием метана и на фракцию охлажденной текучей среды высокой плотности с повышенным содержанием сероводорода и пониженным содержанием метана, трубопровод продуктового газа для подачи фракции охлажденной текучей среды низкой плотности, соединенный с теплообменником для охлаждения потока природного газа, подаваемого в указанное циклонное устройство, и ректификационную колонну, в которую подается фракция охлажденной текучей среды высокой плотности для дальнейшего разделения и которая позволяет разделять фракцию текучей среды высокой плотности, выходящую из упомянутого циклонного устройства, на кубовую фракцию с повышенным содержанием сероводорода и пониженным содержанием метана и на верхнюю фракцию с пониженным содержанием сероводорода и повышенным содержанием метана, так что верхняя фракция выходит из верхней части ректификационной колонны и направляется во флегмовый трубопровод, в который встроен дефлегматор, из которого охлажденная верхняя фракция поступает во флегмовый разделительный сосуд, где обеспечивается разделение охлажденной верхней фракции на
    а) охлажденную, по существу, газообразную фракцию с пониженным содержанием сероводорода и повышенным содержанием метана, которая смешивается с фракцией текучей среды с пониженным содержанием сероводорода и повышенным содержанием метана, выходящей из упомянутого циклонного устройства, и
    б) фракцию охлажденной, по существу, жидкой текучей среды с повышенным содержанием сероводорода и пониженным содержанием метана, которая рециркулирует в питательный трубопровод.
EA201000072A 2007-06-27 2008-06-27 Способ и система удаления сероводорода из потока природного газа EA015953B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP07111145 2007-06-27
PCT/NL2008/050424 WO2009002174A2 (en) 2007-06-27 2008-06-27 Method and system for removing hydrogen sulphide (h2s) from a natural gas stream

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201000072A1 EA201000072A1 (ru) 2010-08-30
EA015953B1 true EA015953B1 (ru) 2011-12-30

Family

ID=39302104

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201000072A EA015953B1 (ru) 2007-06-27 2008-06-27 Способ и система удаления сероводорода из потока природного газа

Country Status (13)

Country Link
US (1) US9500404B2 (ru)
EP (1) EP2160452B1 (ru)
CN (1) CN101778931B (ru)
AR (1) AR067341A1 (ru)
AT (1) ATE520761T1 (ru)
CA (1) CA2691743C (ru)
EA (1) EA015953B1 (ru)
EG (1) EG26358A (ru)
MY (1) MY147349A (ru)
PE (1) PE20090523A1 (ru)
RU (1) RU2462295C2 (ru)
TW (1) TW200912228A (ru)
WO (1) WO2009002174A2 (ru)

Families Citing this family (32)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102186556B (zh) * 2008-07-30 2015-01-21 缠绕机公司 用于除去天然气流中硫化氢的系统和方法
NL2002691C2 (en) 2009-03-31 2010-10-04 Romico Hold A V V Method for separating a medium mixture into fractions.
WO2010117259A1 (en) * 2009-04-07 2010-10-14 Twister B.V. Separation system comprising a swirl valve
EP2365852B1 (en) * 2009-07-13 2022-04-20 Dexpro Corporation Process for removing condensable components from a fluid
DE102009037460A1 (de) * 2009-08-13 2011-02-17 Siemens Aktiengesellschaft Abscheiden von Schwefelwasserstoff
US8663369B2 (en) 2010-06-01 2014-03-04 Shell Oil Company Separation of gases produced by combustion
US8858679B2 (en) 2010-06-01 2014-10-14 Shell Oil Company Separation of industrial gases
EP2576018A1 (en) 2010-06-01 2013-04-10 Shell Oil Company Low emission power plant
US8858680B2 (en) 2010-06-01 2014-10-14 Shell Oil Company Separation of oxygen containing gases
CN103201013B (zh) * 2010-09-03 2017-02-22 缠绕机公司 用于精炼原料气流的精炼系统和方法
AU2011316983A1 (en) * 2010-10-20 2013-06-06 Kirtikumar Natubhai Patel Process for separating and recovering ethane and heavier hydrocarbons from LNG
CN103084285B (zh) * 2011-11-03 2015-06-17 西安长庆科技工程有限责任公司 一种天然气的气液分离装置及方法
CA2763081C (en) * 2011-12-20 2019-08-13 Jose Lourenco Method to produce liquefied natural gas (lng) at midstream natural gas liquids (ngls) recovery plants.
RU2493501C1 (ru) * 2012-03-02 2013-09-20 Олег Савельевич Кочетов Приточно-вытяжная установка с утилизацией тепла
CA2790961C (en) 2012-05-11 2019-09-03 Jose Lourenco A method to recover lpg and condensates from refineries fuel gas streams.
CA2798057C (en) 2012-12-04 2019-11-26 Mackenzie Millar A method to produce lng at gas pressure letdown stations in natural gas transmission pipeline systems
CN103111173B (zh) * 2013-01-21 2015-09-02 江汉大学 一种烟气净化系统及其方法
CA2813260C (en) 2013-04-15 2021-07-06 Mackenzie Millar A method to produce lng
AR096132A1 (es) 2013-05-09 2015-12-09 Exxonmobil Upstream Res Co Separar dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno de un flujo de gas natural con sistemas de co-corriente en contacto
WO2015134188A1 (en) * 2014-03-07 2015-09-11 Conocophillips Company Heat exchanger system with mono-cyclone inline separator
WO2016023098A1 (en) 2014-08-15 2016-02-18 1304338 Alberta Ltd. A method of removing carbon dioxide during liquid natural gas production from natural gas at gas pressure letdown stations
JP6573675B2 (ja) 2015-01-09 2019-09-11 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 複式並流接触器を用いた流体流からの不純物の分離
KR101964584B1 (ko) 2015-02-17 2019-04-03 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 병류 컨택터에 대한 내부 표면 특징
EP3268119A1 (en) 2015-03-13 2018-01-17 ExxonMobil Upstream Research Company Coalescer for co-current contactors
US11173445B2 (en) 2015-09-16 2021-11-16 1304338 Alberta Ltd. Method of preparing natural gas at a gas pressure reduction stations to produce liquid natural gas (LNG)
CA3006860A1 (en) * 2015-12-03 2017-06-08 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of liquefying a co2 contaminated hydrocarbon-containing gas stream
KR101784996B1 (ko) 2016-02-02 2017-11-06 한국기계연구원 황화수소 제거 장치
WO2018231347A1 (en) 2017-06-15 2018-12-20 Exxonmobil Upstream Research Company Fractionation system using compact co-current contacting systems
WO2018231332A1 (en) 2017-06-15 2018-12-20 Exxonmobil Upstream Research Company Fractionation system using bundler compact co-current contacting systems
WO2018236456A1 (en) 2017-06-20 2018-12-27 Exxonmobil Upstream Research Company COMPACTING CONTACT SYSTEMS AND METHODS OF TRAPPING SOFT COMPOUNDS
US11000797B2 (en) 2017-08-21 2021-05-11 Exxonmobil Upstream Research Company Integration of cold solvent and acid gas removal
CN114682050B (zh) * 2020-12-30 2023-05-05 中国石油化工股份有限公司 烟气处理装置及方法

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20020189443A1 (en) * 2001-06-19 2002-12-19 Mcguire Patrick L. Method of removing carbon dioxide or hydrogen sulfide from a gas
WO2006032139A1 (en) * 2004-09-24 2006-03-30 Translang Technologies Ltd. Systems and methods for low-temperature gas separation
WO2006087332A1 (en) * 2005-02-17 2006-08-24 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method for removing contaminating gaseous components from a natural gas stream
WO2006089948A1 (en) * 2005-02-24 2006-08-31 Twister B.V. Method and system for cooling a natural gas stream and separating the cooled stream into various fractions

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE2924162A1 (de) * 1979-06-15 1980-12-18 Linde Ag Verfahren zum selektiven auswaschen von schwefelverbindungen aus feuchten gasgemischen
SU1366821A1 (ru) * 1984-06-28 1988-01-15 Специализированное Управление "Узоргэнергогаз" Способ очистки природного газа от кислых компонентов
IT1256062B (it) * 1992-11-20 1995-11-23 Snam Progetti Procedimento per l'ottenimento di correnti di metanolo, etanolo, n-propanolo,isobutanolo,utilizzabili soprattutto nella preparazione diprodotti alto ottanici, da miscele contenenti detti alcoli con acqua ed altri composti bassobollenti e altobollenti
EA002780B1 (ru) * 1998-10-16 2002-08-29 Трансланг Текнолоджиз Лтд. Способ и устройство для разделения компонентов газовых смесей и сжижения газа
FR2814378B1 (fr) * 2000-09-26 2002-10-31 Inst Francais Du Petrole Procede de pretraitement d'un gaz naturel contenant des gaz acides
JO2366B1 (en) * 2001-09-28 2006-12-12 شل انترناشونال ريسيرتش ماتشابيج بي في Whirlpool inhibitor with swirling material at the entrance
RU2218974C1 (ru) * 2002-07-05 2003-12-20 Фахриев Ахматфаиль Магсумович Способ подготовки сероводород- и меркаптансодержащей нефти
FR2848121B1 (fr) * 2002-12-04 2005-01-28 Inst Francais Du Petrole Procede de traitement d'un gaz naturel acide
DE10313438A1 (de) * 2003-03-26 2004-11-04 Uhde Gmbh Verfahren zur selektiven Entfernung von Schwefelwasserstoff und CO2 aus Rohgas

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20020189443A1 (en) * 2001-06-19 2002-12-19 Mcguire Patrick L. Method of removing carbon dioxide or hydrogen sulfide from a gas
WO2006032139A1 (en) * 2004-09-24 2006-03-30 Translang Technologies Ltd. Systems and methods for low-temperature gas separation
WO2006087332A1 (en) * 2005-02-17 2006-08-24 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method for removing contaminating gaseous components from a natural gas stream
WO2006089948A1 (en) * 2005-02-24 2006-08-31 Twister B.V. Method and system for cooling a natural gas stream and separating the cooled stream into various fractions

Also Published As

Publication number Publication date
CA2691743C (en) 2017-06-20
CN101778931B (zh) 2013-03-27
RU2462295C2 (ru) 2012-09-27
PE20090523A1 (es) 2009-05-24
WO2009002174A3 (en) 2009-02-19
EP2160452B1 (en) 2011-08-17
CA2691743A1 (en) 2008-12-31
US9500404B2 (en) 2016-11-22
EA201000072A1 (ru) 2010-08-30
RU2010102536A (ru) 2011-08-10
US20110036122A1 (en) 2011-02-17
AR067341A1 (es) 2009-10-07
EP2160452A2 (en) 2010-03-10
WO2009002174A2 (en) 2008-12-31
TW200912228A (en) 2009-03-16
EG26358A (en) 2013-08-26
CN101778931A (zh) 2010-07-14
MY147349A (en) 2012-11-30
ATE520761T1 (de) 2011-09-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA015953B1 (ru) Способ и система удаления сероводорода из потока природного газа
US7856848B2 (en) Flexible hydrocarbon gas separation process and apparatus
RU2549905C2 (ru) Способ обработки природного газа, содержащего диоксид углерода
RU2502545C1 (ru) Способ переработки природного газа и устройство для его осуществления
CN102575898A (zh) 碳氢化合物气体处理
NO325661B1 (no) Fremgangsmate og anordning for behandling av hydrokarboner
US3417572A (en) Separation of hydrogen sulfide from carbon dioxide by distillation
US11732206B2 (en) Separation of sulfurous materials
CN109323126A (zh) 天然气液化系统和方法
CN102933283A (zh) 干燥和压缩富含co2的流的方法和装置
RU2615092C9 (ru) Способ переработки магистрального природного газа с низкой теплотворной способностью
CN114440551B (zh) 富含氮气的油田伴生气混烃回收及干气低温液化装置及方法
JP5552160B2 (ja) 炭化水素ガス処理
KR101758394B1 (ko) 탄화수소 가스 처리 방법
RU2272972C2 (ru) Способ низкотемпературного разделения попутных нефтяных газов (варианты)
CN202039031U (zh) 采用涡流管二次制冷的撬装式中小型轻烃提取系统
CN102229811B (zh) 采用涡流管二次制冷的撬装式中小型轻烃提取系统
Betting et al. Method and system for removing H 2 S from a natural gas stream
RU213282U1 (ru) Установка отбензинивания углеводородного газа
RU2216698C2 (ru) Способ выделения кислых компонентов из природного и попутного нефтяного газа
RU2275562C2 (ru) Способ разделения газа и устройство для его осуществления
EA027815B1 (ru) Переработка углеводородного газа
AU2016223296A1 (en) Reducing refrigeration and dehydration load for a feed stream entering a cryogenic distillation process
RU2578499C1 (ru) Способ подготовки сероводородсодержащей нефти и попутного нефтяного газа
WO2022207056A2 (en) Ngl extraction/gas treatment utilizing waste heat recovery cascade refrigeration

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 KG MD TJ TM