EA017722B1 - Образование гидрата для разделения или транспортировки газа - Google Patents
Образование гидрата для разделения или транспортировки газа Download PDFInfo
- Publication number
- EA017722B1 EA017722B1 EA201070397A EA201070397A EA017722B1 EA 017722 B1 EA017722 B1 EA 017722B1 EA 201070397 A EA201070397 A EA 201070397A EA 201070397 A EA201070397 A EA 201070397A EA 017722 B1 EA017722 B1 EA 017722B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- gas
- hydrate
- mixture
- hydrocarbon
- region
- Prior art date
Links
- 238000000926 separation method Methods 0.000 title claims abstract description 216
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 34
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 197
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 43
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 615
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 267
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 145
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 145
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 144
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 139
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 138
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 133
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 117
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 96
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 80
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 75
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 69
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 69
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 53
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 52
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 23
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 23
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 19
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 9
- 230000002051 biphasic effect Effects 0.000 claims description 5
- 230000036571 hydration Effects 0.000 claims description 2
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 claims description 2
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 claims description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 5
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 153
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 153
- 239000000047 product Substances 0.000 description 46
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 26
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 25
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 24
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 22
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 21
- 241001233278 Scalopus aquaticus Species 0.000 description 20
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 13
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 11
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 10
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 9
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 9
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 8
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 7
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 7
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 7
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 7
- 238000004781 supercooling Methods 0.000 description 7
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 6
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 6
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 6
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 5
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 5
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 5
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 4
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 4
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 3
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000005243 fluidization Methods 0.000 description 3
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 3
- -1 hydrocarbon gas hydrate Chemical class 0.000 description 3
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 3
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 3
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 3
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 3
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 3
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 2
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 239000013529 heat transfer fluid Substances 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N isobutane Chemical compound CC(C)C NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 238000000629 steam reforming Methods 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 description 1
- 239000009998 Cool-X-A Substances 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000003082 abrasive agent Substances 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 235000013844 butane Nutrition 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 239000011335 coal coke Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 239000001282 iso-butane Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical class CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003498 natural gas condensate Substances 0.000 description 1
- 230000006911 nucleation Effects 0.000 description 1
- 238000010899 nucleation Methods 0.000 description 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000002006 petroleum coke Substances 0.000 description 1
- 229920005597 polymer membrane Polymers 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000010099 solid forming Methods 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D47/00—Separating dispersed particles from gases, air or vapours by liquid as separating agent
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
- B01D2256/16—Hydrogen
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
- B01D2256/20—Carbon monoxide
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
- B01D2256/24—Hydrocarbons
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2257/00—Components to be removed
- B01D2257/50—Carbon oxides
- B01D2257/504—Carbon dioxide
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2259/00—Type of treatment
- B01D2259/80—Employing electric, magnetic, electromagnetic or wave energy, or particle radiation
-
- 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
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
- Y02E60/30—Hydrogen technology
- Y02E60/34—Hydrogen distribution
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Carbon And Carbon Compounds (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
Abstract
Способ разделения газа или транспортировки газа образует гидрат газа из водного сырья и исходного газа, имеющего область Р-Т устойчивости гидрата. В присутствии водного сырья исходный газ сначала сжимают до рабочего давления и охлаждают до рабочей температуры, которая находится внутри области Р-Т устойчивости гидрата, образуя гидрат газа по меньшей мере из части исходного газа и по меньшей мере части водного сырья. Полученный гидрат газа легко отделяется от любого оставшегося газа и устойчив при транспортировке.
Description
Настоящее изобретение касается, в целом, способов образования гидратов газов, которые способствуют разделению газов в смеси или при транспортировке газа, и, более конкретно, способа образования гидратов газов в теплообменнике с псевдоожиженным слоем.
Уровень техники изобретения
Есть много предложений переработки углеводородов, где желательно отделять газы с более высокой молекулярной массой от газов с меньшей молекулярной массой в газовой смеси. Например, является обычным перерабатывать природный газ путем отделения сероводорода, диоксида углерода и/или пропана от метана в природном газе. Также является обычным обрабатывать синтез-газ путем отделения диоксида углерода от более желаемых водорода и моноксида углерода в синтез-газе.
Способы отделения газового компонента с большей молекулярной массой от газовой смеси, содержащей газовый компонент с меньшей молекулярной массой и газовый компонент с большей молекулярной массой, часто используют различия между точками кипения и температурами конденсации газовых компонентов. Эти способы вызывают разделение путем криогенной дистилляции жидкости. Альтернативно, если один из газовых компонентов газовой смеси является полярным или ионизуемым компонентом, таким как диоксид углерода или сероводород, которые легко реагируют с водными растворами щелочных соединений, такими как моноэтаноламин или подобные соединения, отделение полярного или ионизуемого газового компонента обычно выполняется путем поглощения растворителем.
Оба из вышеуказанных механизмов разделения способны давать высокую степень разделения, но требуют значительного количества подачи энергии. Например, криогенная дистилляция жидкости требует значительной мощности охлаждения для сжижения газовой смеси, тогда как поглощение растворителем требует значительного тепла способа для регенерации растворителя и этапа отгонки.
Способы мембранного разделения, которые используют полупроницаемые мембраны, обычно более эффективны энергетически, чем способы криогенной дистилляции жидкости и поглощения растворителем. Однако скорости проникновения для большинства газовых компонентов через доступные сейчас полимерные мембраны относительно низки. Соответственно, очень большие площади поверхности мембраны требуются для достижения степени разделения, сравнимой с вышеуказанными способами. В результате, способы мембранного разделения обычно включают в себя относительно высокие капитальные затраты. Кроме того, селективность мембран часто является относительно плохой, вызывая высокие потери более желательного газового компонента с отделенным потоком.
Настоящее изобретение осознает и удовлетворяет потребность в альтернативном, сравнительно энергетически эффективном, низкозатратном, высокоэффективном способе газового разделения, используя образование гидрата газа, как описано ниже.
Альтернативное применение настоящего изобретения представляет собой транспортировку газовых потоков, таких как природный газ, из мест, которые удалены от трубопроводов, таких как морские месторождения газа. Одним из потенциальных решений трудностей, присущих транспортировке удаленного потока природного газа, является превращение газового потока в сжиженный природный газ (СПГ) на или вблизи месторождения газа, где природный газ готовят для транспортировки. Природный газ гораздо легче транспортировать в жидкой форме. Однако оборудование и энергетические затраты для установки СПГ превращения на месте часто являются нерентабельными. Настоящее изобретение осознает и удовлетворяет потребность в альтернативном, сравнительно энергетически эффективном, низкозатратном, высокоэффективном способе транспортировке газа, используя образование гидрата газа, как описано ниже.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение представляет собой способ разделения газа для исходной газовой смеси, которая включает в себя первый газ, имеющий первую область Р-Т устойчивости гидрата, и второй газ, имеющий вторую область Р-Т устойчивости гидрата, отличающуюся от первой области Р-Т устойчивости гидрата. Исходную газовую смесь сжимают до рабочего давления и охлаждают до рабочей температуры. Рабочее давление и рабочая температура находятся вне первой области Р-Т устойчивости гидрата и внутри второй области Р-Т устойчивости гидрата. Второй газ контактирует с водой при рабочем давлении и рабочей температуре, образуя гидрат газа по меньшей мере из части второго газа и по меньшей мере части воды. Гидрат газа отделяют от первого газа и помещают в теплопроводящее сообщение с исходной газовой смесью для разложения гидрата газа. Согласно предпочтительному варианту осуществления гидрат газа расходует скрытую теплоту образования гидрата.
В одной альтернативе первый газ представляет собой более легкий газ, а второй газ представляет собой более тяжелый газ. В другой альтернативе первый газ представляет собой чистый первый газовый компонент, и первая область Р-Т устойчивости гидрата представляет собой область Р-Т устойчивости
- 1 017722 гидрата чистого первого компонента. Аналогично или альтернативно, второй газ представляет собой чистый второй газовый компонент, и вторая область Р-Т устойчивости гидрата представляет собой область Р-Т устойчивости гидрата чистого второго компонента. Типичный предпочтительный чистый первый газовый компонент представляет собой водород или метан, и типичный предпочтительный чистый второй газовый компонент представляет собой диоксид углерода.
В другой альтернативе первый газ представляет собой смесь газовых компонентов, включающую в себя два или более чистых газовых компонента, и первая область Р-Т устойчивости гидрата представляет собой область Р-Т устойчивости гидрата смеси компонентов. Аналогично или альтернативно, второй газ представляет собой смесь газовых компонентов, включающую в себя два или более чистых газовых компонента, и вторая область Р-Т устойчивости гидрата представляет собой представляет собой область Р-Т устойчивости гидрата смеси компонентов. Настоящее изобретение дополнительно характеризуется как альтернативный способ разделения газа для вышеуказанной исходной газовой смеси. Исходная газовая смесь и исходная водная жидкость включены в псевдоожижаемую смесь. Твердая измельченная среда, которая предпочтительно, по существу, инертна в присутствии данной псевдоожижаемой смеси, вводится в псевдоожижаемую смесь, образуя псевдоожиженную смесь. Псевдоожиженная смесь проходит мимо теплопереносящей поверхности, вызывая контакт псевдоожиженной смеси с теплопереносящей поверхностью. Теплопереносящая поверхность является более холодной, чем псевдоожиженная смесь, тем самым охлаждая псевдоожиженную смесь при рабочем давлении при контакте с теплопереносящей поверхностью до температуры ниже рабочей температуры. Рабочее давление и рабочая температура находятся вне первой области Р-Т устойчивости гидрата первого газа в исходной газовой смеси и внутри второй области Р-Т устойчивости гидрата второго газа в исходной газовой смеси. Соответственно, по меньшей мере часть второго газа и по меньшей мере часть исходной водной жидкости превращаются в множество частиц гидрата газа. Образуется суспензия гидрата газа, которая содержит множество частиц гидрата газа и часть исходной водной жидкости, и полученная суспензия гидрата газа отделяется от первого газа.
Первый газ может извлекаться, обеспечивая первое извлеченное количество первого газа. Согласно одному варианту осуществления первое извлеченное количество первого газа представляет собой очищенный газовый продукт. Согласно другому варианту осуществления первое извлеченное количество объединяется во второй исходной газовой смеси с непрореагировавшей частью второго газа из первой исходной газовой смеси, и этапы способа, указанные выше в отношении первой исходной газовой смеси, повторяют в отношении второй исходной газовой смеси. Первый газ, отделенный от суспензии гидрата газа в повторяющихся этапах, обеспечивает второе извлеченное количество первого газа, которое является более концентрированным, чем первое извлеченное количество. Согласно одному варианту осуществления второе извлеченное количество первого газа представляет собой очищенный газовый продукт.
Данный способ разделения газа может дополнительно содержать нагрев суспензии гидрата газа после отделения суспензии гидрата газа от первого газа с разложением частиц гидрата газа и получением количества второго газа после разложения и части исходной водной жидкости. Согласно одному варианту осуществления суспензию гидрата газа нагревают, помещая ее в теплопроводящее сообщение с псевдоожижаемой смесью, заставляя суспензию гидрата газа поглощать скрытую теплоту образования гидрата из псевдоожижаемой смеси и разлагая частицы гидрата газа в суспензии гидрата газа.
В другом варианте осуществления настоящее изобретение обеспечивает собой способ транспортировки газа. Псевдоожижаемая смесь обеспечивается на месте загрузки газа. Псевдоожижаемая смесь содержит исходную водную жидкость и исходную углеводородную текучую среду, включая углеводородную жидкость и углеводородный газ, которая имеет некоторую область Р-Т устойчивости гидрата. Твердая измельченная среда подается в псевдоожижаемую смесь, образуя псевдоожиженную смесь.
Псевдоожиженная смесь проходит мимо теплопереносящей поверхности, вызывая контакт псевдоожиженной смеси с теплопереносящей поверхностью. Теплопереносящая поверхность является более холодной, чем псевдоожиженная смесь, тем самым охлаждая псевдоожиженную смесь при рабочем давлении при контакте с теплопереносящей поверхностью до температуры ниже рабочей температуры. Рабочее давление и рабочая температура находятся внутри области Р-Т устойчивости гидрата углеводородного газа.
По меньшей мере часть углеводородного газа и по меньшей мере часть исходной водной жидкости превращаются во множество частиц гидрата газа. Образуется суспензия гидрата газа, которая содержит множество частиц гидрата газа и по меньшей мере часть углеводородной жидкости. Суспензию гидрата газа транспортируют в место выгрузки газа и нагревают в месте выгрузки газа, разлагая суспензию гидрата газа на водную жидкость, углеводородную жидкость и углеводородный газ. Водную жидкость, углеводородную жидкость и углеводородный газ затем разделяют друг от друга.
Согласно одному варианту осуществления данный способ разделения газа дополнительно содержит прохождение суспензии гидрата газа мимо второй теплопереносящей поверхности в месте погрузки газа при контакте суспензии гидрата газа со второй теплопереносящей поверхностью. Вторая теплопереносящая поверхность является более холодной, чем суспензия гидрата газа, тем самым переохлаждая суспензию гидрата газа до температуры переохлаждения при контакте со второй теплопереносящей поверх
- 2 017722 ностью. Переохлажденная суспензия гидрата газа может подвергаться снижению давления перед транспортировкой к месту выгрузки газа.
Согласно другому варианту осуществления углеводородная жидкость, полученная при разложении суспензии гидрата газа, отделяется от углеводородного газа в сепараторе высокого давления. Углеводородная жидкость, отделенная от углеводородного газа, может проходить в сепаратор низкого давления и там подвергаться снижению давления с получением дополнительного углеводородного газа.
Настоящее изобретение будет более понятным из чертежей и последующего подробного описания. Хотя это описание излагает конкретные подробности, понятно, что определенные варианты осуществления данного изобретения могут быть выполнены без этих конкретных деталей. Также понятно, что в некоторых примерах хорошо известное обрабатывающее оборудование, операции и технологии не показаны в деталях, чтобы избежать неясности понимания данного изобретения.
Краткое описание фигур
Фиг. 1 представляет собой схематичный вид оборудования способа, собранного в систему разделения для осуществления способа разделения газа настоящего изобретения;
фиг. 2 - концептуальный вид в разрезе теплообменника с псевдоожиженным слоем, применяемого в варианте осуществления на фиг. 1;
фиг. 3 - графическое представление областей Р-Т устойчивости гидрата для нескольких обычных чистых газовых компонентов;
фиг. 4 - графическое представление областей Р-Т устойчивости гидрата для чистого газового компонента метана, для чистого газового компонента диоксида углерода и для двухкомпонентных газовых смесей диоксида углерода и метана;
фиг. 5 - графическое представление областей Р-Т устойчивости гидрата для чистого газового компонента диоксида углерода и для двухкомпонентных газовых смесей диоксида углерода и водорода;
фиг. 6 - схематичный вид оборудования способа, собранного в альтернативную систему разделения для осуществления альтернативного варианта осуществления способа разделения газа настоящего изобретения;
фиг. 7 - концептуальный вид в разрезе альтернативного теплообменника с псевдоожиженным слоем, применяемого в варианте осуществления на фиг. 6;
фиг. 8 - схематичный вид оборудования способа, собранного в систему образования гидрата газа для осуществления одного варианта осуществления способа транспортировки газа настоящего изобретения;
фиг. 9 - схематичный вид оборудования способа, собранного в систему разложения гидрата газа для осуществления одного варианта осуществления способа транспортировки газа настоящего изобретения.
Варианты осуществления данного изобретения показаны в качестве примера, а не в качестве ограничения в вышеуказанных фигурах, где одинаковые численные обозначения указывают одинаковые или аналогичные элементы. Следует отметить, что обычные ссылки на вариант осуществления, один вариант осуществления, альтернативный вариант осуществления, предпочтительный вариант осуществления или подобное здесь не обязательно являются ссылками на один и тот же вариант осуществления.
Описание предпочтительных вариантов осуществления
На фиг. 1 показана схематичная блок-схема системы разделения, в целом, обозначенной 10, которая применяется при выполнении одного варианта осуществления способа разделения газа настоящего изобретения. Система 10 включает в себя множество последовательных стадий разделения, работающих последовательно. Каждая стадия разделения обозначается численной ссылкой 12 с последующим численным нижним индексом, который является специфическим для особого положения этой стадии разделения в системе 10. Таким образом, первая стадия разделения системы 10 обозначается численной ссылкой 121, вторая стадия разделения обозначается численной ссылкой 122 и так далее. Последняя стадия разделения системы 10 называется η-ной стадией разделения и обозначается численной ссылкой 12п.
Системы разделения, применяемые при осуществлении настоящего способа разделения газа, не ограничиваются системами, имеющими какое-либо конкретное число стадий разделения. Квалифицированный пользователь выбирает число стадий разделения как функцию входных концентраций газовых компонентов в исходной газовой смеси, требуемого уровня чистоты очищенного газового продукта и/или требуемой эффективности извлечения. Считается, что для большинства практических приложений система разделения, имеющая три или четыре стадии разделения последовательно, является достаточной для эффективного выполнения настоящего способа разделения газа. Тем не менее, также в объем настоящего изобретения входит эффективное исполнение настоящего способа разделения газа с использованием системы, которая имеет только одну стадию разделения, которая имеет две стадии разделения или которая имеет пять или больше стадий разделения.
Каждая стадия разделения 121, 122, 12η системы 10 разделения предпочтительно является, по существу, такой же, как другие стадии разделения. Соответственно, все стадии разделения 121, 122, 12η первоначально описываются ниже со ссылкой на единственную общую стадию разделения 12. Стадия разделения 12 содержит гидратообразующий теплообменник 14, газовый сепаратор 16, газовый рециклер 18, концентратор 20 суспензии и нагнетатель 22 жидкости. Теплообменник 14 имеет вход 24 теплоперено
- 3 017722 сящей среды, выход 26 теплопереносящей среды, вход 28 исходного газа, вход 30 исходной жидкости и многофазный выход 32. Газовый сепаратор 16 имеет многофазный вход 34, выход 36 газа и выход 38 суспензии. Газовый рециклер 18 имеет вход 40 газа и выход 42 газа. Концентратор 20 суспензии имеет вход 44 суспензии, выход 46 суспензии и выход 48 жидкости. Нагнетатель 22 жидкости имеет вход 50 жидкости и выход 52 жидкости.
Выход 36 газа газового сепаратора 16 расщепляется на линию 54 рецикла газа и линию 56 выхода газа. Газовый рециклер 18 находится в линии 54 рецикла газа, и вентиль 58 контроля потока находится в линии 56 выхода газа. Линия 60 рецикла жидкости распространяется от выхода 48 жидкости концентратора 20 суспензии до входа 30 исходной жидкости теплообменника 14. Нагнетатель 22 жидкости находится в линии 60 рецикла жидкости. Вход 62 пополняющей жидкости входит в линию 60 рецикла жидкости выше по ходу от нагнетателя 22 жидкости, и вентиль 64 контроля потока жидкости находится во входе 62 пополняющей жидкости. Вентиль 66 контроля потока суспензии находится в выходе 46 суспензии концентратора 20 суспензии.
Газовый рециклер 18 представляет собой, по существу, любое устройство или другое средство, известное специалистам в данной области техники, которое способно вводить поток газовой композиции или композиции газ/жидкость через линию 54 рецикла газа во вход 28 исходного газа теплообменника 14 и через теплообменник 14, описанный ниже. Таким образом, типичный газовый рециклер, применяемый здесь, представляет собой компрессор, вентилятор, многофазный насос, газо- или жидкостно-приводной эдуктор Вентури или подобное. Концентратор 20 суспензии представляет собой, по существу, любое устройство или другое средство, известное специалистам в данной области техники, которое способно отделять часть жидкости от суспензии, увеличивая концентрацию твердых компонентов суспензии. Таким образом, типичный концентратор суспензии, применяемый здесь, представляет собой простую колонну безнапорной фильтрации, устройство гидроциклонной фильтрации или подобное. Нагнетатель 22 жидкости представляет собой, по существу, любое устройство или другое средство, известное специалистам в данной области техники, которое способно нагнетать исходную жидкую композицию через линию 60 рецикла жидкости во вход 30 исходной жидкости теплообменника 14 и через теплообменник 14, как описано ниже. Таким образом, типичный нагнетатель жидкости, применяемый здесь, представляет собой жидкостный насос или подобное.
Система 10 разделения дополнительно включает в себя источник 68 исходной газовой смеси, источник 70 пополняющей жидкости, резервуар 72 очищенного газового продукта, насос 74 суспензии и разрушитель 76 суспензии. Обеспечивается линия 78 исходной газовой смеси, которая соединяет источник 68 исходной газовой смеси со входом 28 исходного газа теплообменника 14 на первой стадии разделения 121. Выходной конец линии 54 рецикла газа входит в линию 78 исходной газовой смеси.
Стадии разделения 12ь 122, 12п системы 10 разделения соединяются последовательно друг с другом с помощью линий 561, 562 выхода газа. В частности, последовательное сообщение между первой и второй стадиями разделения 121, 122 обеспечивается с помощью линии 56, выхода газа, которая распространяется от выхода 36 газа газового сепаратора 16 в первой стадии разделения 121 до входа 28 исходного газа теплообменника 14 во второй стадии разделения 122. Последовательное сообщение между второй стадией разделения 122 и п-ной стадией разделения 12п (третья стадия разделения в настоящем варианте осуществления) аналогично обеспечивается с помощью линии 562 выхода газа, которая распространяется от выхода 36 газа газового сепаратора 16 во второй стадии разделения 122 до входа 28 исходного газа теплообменника 14 в п-ной стадии разделения 123. Линия 56п выхода газа распространяется от выхода 36 газа газового сепаратора 16 в п-ной стадии разделения 12п до приемника 72 очищенного газового продукта.
Стадии разделения 121, 122, 12п системы 10 разделения соединяются параллельно с помощью линии 80 пополняющей жидкости. В частности, линия 80 пополняющей жидкости входит в каждую из стадий разделения 121, 122, 12п путем соединения с соответствующим входом 62 пополняющей жидкости для каждой стадии разделения 121, 122, 12п. Входной конец линии 80 пополняющей жидкости дополнительно соединяется с источником 70 пополняющей жидкости, тем самым обеспечивая трубопровод от источника 70 пополняющей жидкости к каждой из стадий разделения 121, 122, 12п. Стадии разделения 121, 122, 12п также соединяются параллельно с помощью линии 82 сбора гидрата. В частности, линия 82 сбора гидрата входит в каждую из стадий разделения 121, 122, 12п путем соединения с соответствующим выходом 46 суспензии концентратора 20 суспензии для каждой стадии разделения 121, 122, 12п. Выходной конец линии 82 сбора гидрата дополнительно соединяется с выпускным выходом 84 системы, тем самым обеспечивая трубопровод от каждой стадии разделения 12ь 122, 12п к выпускному выходу 84 системы. Насос 74 суспензии и разрушитель 76 гидрата последовательно располагаются в линии 82 сбора гидрата ниже по ходу от конечной п-ной стадии разделения 12п (третья стадия разделения в настоящем варианте осуществления).
Конкретный тип гидратообразующего теплообменника 14, применяемого в каждой стадии разделения 121, 122, 12п, показан и описывается с дополнительной ссылкой на фиг. 2. Теплообменник 14 на фиг. 2 называется теплообменником с псевдоожиженным слоем (ТОПС). Понятно, что ТОПС 14 показан в качестве примера, а не в качестве ограничения. Другие альтернативно сконструированные ТОПС могут
- 4 017722 быть приспособлены специалистом в данной области техники для использования здесь, такие как описанные в патенте США общей собственности 6350928, включенном сюда посредством ссылки.
ТОПС 14 функционально разделен на множество вертикально разделенных, последовательных камер, а именно нижнюю камеру 212, среднюю камеру 214 и верхнюю камеру 216. Нижняя камера 212 функционально определена как зона смешивания, средняя камера 214 функционально определена как зона теплопереноса, и верхняя камера 216 функционально определена как зона разделения. Нижняя, средняя и верхняя камеры 212, 214, 216 окружены оболочкой 218, которая представляет собой непрерывный резервуар, окружающий ТОПС 14.
Вход 28 исходного газа и вход 30 исходной жидкости имеют доступ к нижней камере 212 сквозь оболочку 218. Множество, по существу, параллельных вертикальных труб 220 вертикально расположены внутри оболочки 218, распространяясь от нижней камеры 212 через среднюю камеру 214 в верхнюю камеру 216. Как таковая, каждая вертикальная труба 220 имеет нижний конец 222, расположенный в нижней камере 212, средний сегмент 224, расположенный в средней камере 214, и верхний конец 226, расположенный в верхней камере 216. Верхний конец 226 предпочтительно существенно длиннее, чем нижний конец 222. Однако и нижний, и верхний концы 222, 226 взаимно отличаются наличием пор, тем самым обеспечивая проточное сообщение между внутренними областями 228 труб и нижней и верхней камерами 212, 216, соответственно внешними к вертикальным трубам 220. Таким образом, газы и жидкости способны свободно проходить из частей нижней и верхней камер 212, 216, внешних к вертикальным трубам 220, через нижние и верхние концы 222, 226, соответственно, во внутренние области 228 труб и обратно.
Пористый характер трубчатых нижних и верхних концов 222, 226 может быть достигнут путем их изготовления из сеток или другого подобного пористого материала или, альтернативно, путем изготовления трубчатых нижних и верхних концов 222, 226 из непористого материала, но обеспечивая прорези, дыры, перфорации или другие подобные отверстия в непористом материале. В настоящем варианте осуществления нижние и верхние концы 222, 226 обеспечиваются с множеством отверстий 230, которые делают их пористыми.
Нижняя трубная пластина 232 расположена при соединении нижней и средней камер 212, 214, и верхняя трубная пластина 234 соответственно расположена при соединении средней и верхней камер 214, 216. Нижняя и верхняя трубные пластины 232, 234 ориентированы, по существу, параллельно друг другу и, по существу, перпендикулярно вертикальным трубкам 220, проходящим через них. Средний сегмент 224 каждой вертикальной трубки 220 распространяется по длине средней камеры 214, сцепляясь с нижней трубной пластиной 232 у поверхности раздела 236 нижняя пластина/трубка и сцепляясь с верхней трубной пластиной 234 у поверхности раздела 238 верхняя пластина/трубка.
Вертикальные трубки 220 пространственно отделены друг от друга, обеспечивая открытое промежуточное пространство 240 между и вокруг вертикальных трубок 220 внутри средней камеры 214. Средний сегмент 224 каждой вертикальной трубки 220 имеет непрерывную, по существу, проточно непроницаемую стенку, которая, по существу, предотвращает проточное сообщение между промежуточным пространством 240 и внутренними областями 228 трубок. Нижняя и верхняя трубные пластины 232, 234 удерживают вертикальные трубки 220 и сохраняют их в их фиксированных положениях относительно друг друга. Верхняя и нижняя поверхности раздела 236, 238 пластина/трубка эффективно проточно герметизированы, что, по существу, предотвращает проточное сообщение между промежуточным пространством 240 и частями нижней и верхней камер 212, 216 соответственно, которые являются внешними к вертикальным трубкам 220. Следует отметить, однако, что нижняя и верхняя трубные пластины 232, 234 не проникают во внутренние области 228 трубок или не блокируют их иным образом, препятствуя течению через них.
Вход 24 теплопереносящей среды и выход 26 теплопереносящей среды имеют доступ к открытому промежуточному пространству 240 средней камеры 214 через оболочку 218. В частности, вход 24 теплопереносящей среды имеет доступ к промежуточному пространству 240 в верхней части 242 средней камеры 214, а выход 26 теплопереносящей среды имеет доступ к промежуточному пространству 240 в нижней части 244 средней камеры 214.
Открытое промежуточное пространство 240 определяет траекторию течения теплопереносящей среды через ТОПС 14, которая распространяется, по существу, по всей длине средней камеры 214 от входа 24 теплопереносящей среды до выхода 26 теплопереносящей среды.
Открытые внутренние области 228 вертикальных трубок 220 аналогично определяют траекторию течения псевдоожижаемой смеси через ТОПС 14, которая распространяется, по существу, по всей длине ТОПС 14 от входов 28, 30 исходного газа и жидкости до многофазного выхода 32. Траектория течения псевдоожижаемой смеси находится в проточной изоляции от траектории течения теплопереносящей среды. Однако внешние стороны стенок средних сегментов 224 вертикальных трубок находятся в проточном контакте с траекторией течения теплопереносящей среды у поверхности раздела между вертикальными трубками 220 и промежуточным пространством 240. Верхняя камера 216 представляет собой, по существу, открытое верхнее пространство или надводный борт, из которого многофазный выход 32 выходит из ТОПС 14 сквозь оболочку 218.
- 5 017722
Работа ТОПС 14, по существу, одинакова для каждой стадии разделения 12ь 122, 12п. Поэтому предпочтительный способ работы ТОПС 14 на первой стадии разделения 121, описанный ниже, применим аналогично к остальным стадиям разделения 122 и 12п. Согласно фиг. 1 и 2, данный способ начинается введением исходной газовой смеси от источника 68 исходной газовой смеси в нижнюю камеру 212 ТОПС 14 через линию 78 исходной газовой смеси и вход 28 исходного газа. Исходная жидкость в виде жидкости, возвращенной из концентратора суспензии, одновременно вводится в нижнюю камеру 212 ТОПС 14 из концентратора 20 суспензии через выход 48 жидкости, линию 60 рецикла жидкости и вход 30 исходной жидкости. Дополнительная исходная жидкость в виде добавленной жидкости также может вводиться в нижнюю камеру 212 от источника 70 пополняющей жидкости, желательно описанным ниже образом.
Исходная газовая смесь предпочтительно пребывает при температуре входа газа, более высокой, чем максимальная температура устойчивости гидрата исходной газовой смеси при выбранном давлении входа газа. Исходная жидкость аналогично предпочтительно пребывает при температуре входа жидкости при или немного выше максимальной температуры устойчивости гидрата исходной газовой смеси при выбранном давлении входа жидкости. Исходная жидкость обычно отличается водной композицией, т.е. водосодержащей композицией, которая находится в жидкой фазе при температуре входа жидкости. Примеры исходной жидкости, применяемой здесь, включают в себя пресную воду или рассол.
Исходная газовая смесь обычно характеризуется как смесь по меньшей мере двух газовых компонентов, оба из которых находятся в газовой фазе при температуре входа газа. Первый газовый компонент исходной газовой смеси представляет собой более легкий газовый компонент, а второй газовый компонент представляет собой более тяжелый газовый компонент. По меньшей мере один, а обычно оба газовых компонента также способны к образованию устойчивого гидрата газа в присутствии воды в условиях определенного давления и температуры. Каждый из первого и второго газовых компонентов имеет индивидуальную область давление-температура (Р-Т) устойчивости гидрата чистого компонента, которая отличается от области другого компонента.
Граница Р-Т устойчивости гидрата для данного газового компонента представляет собой особую кривую значений давления и температуры, задающую область на Р-Т графике, внутри которой происходит образование устойчивого гидрата газа для данного газового компонента. Граничный предел этой области на Р-Т графике обычно задается индивидуальной кривой, как показано на фиг. 3-5, описываемых ниже. Как таковая, область Р-Т устойчивости гидрата для данного газового компонента представляет собой область выше и слева от данной кривой. Следует отметить, что, когда кривые, задающие граничные пределы областей Р-Т устойчивости гидрата для двух или более индивидуальных чистых компонентов нарисованы на одном многокомпонентном графике устойчивости гидрата, участки областей Р-Т устойчивости гидрата различных чистых компонентов могут частично перекрываться или могут лежать полностью внутри области устойчивости гидрата другого компонента.
Фиг. 3 изображает пример многокомпонентного графика устойчивости гидрата, показывающего области Р-Т устойчивости гидрата чистого компонента нескольких обычных гидратообразующих газовых компонентов, а именно метана, этана, пропана, изобутана, сероводорода и диоксида углерода. Фиг. 4 изображает пример многокомпонентного графика устойчивости гидрата, показывающего области Р-Т устойчивости гидрата чистого компонента для чистого метана, чистого диоксида углерода и нескольких двойных смесей чистого метана и диоксида углерода. Фиг. 5 изображает пример многокомпонентного графика устойчивости гидрата, показывающего области Р-Т устойчивости гидрата чистого компонента для чистого диоксида углерода и нескольких двойных смесей чистого диоксида углерода и водорода.
Типичный более легкий газовый компонент, способный к образованию устойчивого гидрата газа согласно настоящему способу в обычно применяемых условиях давления и температуры, представляет собой метан, азот, кислород или моноксид углерода. Настоящий способ также может охватывать такой более легкий газовый компонент, как водород, который обычно не способен к образованию гидрата газа (с возможным исключением в условиях исключительно высокого давления). Типичный более тяжелый газовый компонент, способный к образованию устойчивого гидрата газа согласно настоящему способу в обычно применяемых условиях давления и температуры, представляет собой диоксид углерода, сероводород, этан, пропан или бутаны.
В любом случае, исходная газовая смесь и исходная жидкость образуют двухфазную псевдоожижаемую смесь, которая проходит вверх из открытого пространства нижней камеры 212 через отверстия 230 в нижних концах 222 вертикальных трубок 220 во внутренние области 228 трубок, как показано стрелками 245 входного течения. Псевдоожижаемая смесь имеет температуру входа псевдоожижаемой смеси, когда она входит в нижние концы 222 вертикальных трубок 220, которая коррелирует с температурами входа газа и жидкости, и их относительными потоками и соответствующими теплоемкостями. Типичный диапазон температуры входа псевдоожижаемой смеси составляет приблизительно от 2 до 30°С.
Твердая разбивающая среда 246 находится во внутренних областях 228 трубок, которая предпочтительно имеет больший размер, чем отверстия 230 в нижнем и верхнем концах 222, 226 вертикальных трубок, чтобы предохранять разбивающую среду от выхода из внутренних областей 228 трубок и удер
- 6 017722 живать разбивающую среду 246 во внутренних областях 228 трубок. Разбивающая среда 246 содержит множество отдельных частиц, предпочтительно образованных, по существу, из инертного твердого абразивного материала, такого как штапелированная металлическая проволока, гравий или шарики, образованные из стекла, керамики или металла.
Приведенная скорость псевдоожижаемой смеси, входящей в нижние концы 222 вертикальных трубок 220, такова, что восходящая псевдоожижаемая смесь увлекает с собой твердую разбивающую среду 246, образуя псевдоожиженный слой, содержащий трехфазную псевдоожиженную смесь. Потоки исходной текучей среды, т.е. исходной газовой смеси и жидкости, составляют двухфазную псевдоожижающую среду данного псевдоожиженного слоя, а увлеченная разбивающая среда 246 составляет твердую фазу псевдоожиженного слоя. Восходящая приведенная скорость псевдоожижающей среды в вертикальных трубках 220 обычно находится в диапазоне приблизительно от 10 до 90 см/с в зависимости, главным образом, от отношения газ-жидкость псевдоожиженного слоя и плотности выбранной разбивающей среды 246.
Когда псевдоожижающая среда проходит вверх сквозь средние сегменты 224 вертикальных трубок 220 внутри средней камеры 214, теплопереносящая среда одновременно проходит в промежуточное пространство 240 в верхней части 242 средней камеры 214 через вход 24 теплопереносящей среды. Теплопереносящая среда находится исходно при относительно низкой температуре входа теплопереносящей среды, которая существенно ниже, чем температура входа псевдоожижаемой смеси, а также ниже, чем максимальная температура устойчивости гидрата для исходной газовой смеси при рабочем давлении ТОПС 14. Теплопереносящая среда может быть, по существу, любым обычным охладителем или охлаждающим агентом и предпочтительно представляет собой жидкость, выбранную среди воды, смесей гликоль-вода, минерального масла или других обычных, коммерчески доступных теплопереносящих охладителей или охлаждающих агентов. Такая теплопереносящая среда определена здесь как внешняя теплопереносящая среда, так как теплопереносящая среда сохраняется исключительно внутри траектории течения теплопереносящей среды и не входит в какие-либо траектории течения продукта, показанные на фиг. 1.
Теплопереносящая среда проходит вниз через промежуточное пространство 240 средней камеры 214, поддерживая непрерывный контакт с внешними сторонами стенок средних сегментов 224 вертикальных трубок 220 ее спуска. Псевдоожиженный слой одновременно поддерживает непрерывный контакт с внутренними сторонами стенок средних сегментов 224 вертикальных трубок 220. Вертикальные трубки 220 делают из теплопроводящего материала, который обеспечивает эффективную теплопереносящую поверхность для теплопереносящей среды и псевдоожиженного слоя. В результате, псевдоожиженный слой охлаждается, когда псевдоожижающая среда поднимается сквозь среднюю камеру 214, тем самым снижая температуру псевдоожиженного слоя. Теплопереносящая среда одновременно нагревается во время ее спуска через среднюю камеру 214, тем самым увеличивая температуру теплопереносящей среды.
Следует отметить, что коэффициенты теплопередачи на внутренних сторонах стенок средних сегментов 224 вертикальных трубок 220 обычно очень высоки, так что коэффициент теплопередачи на внешних сторонах стенок средних сегментов 224 вертикальных трубок 220 становится полным ограничивающим сопротивлением теплопереносу между псевдоожиженным слоем и теплопереносящей средой. Поэтому часто выгодно установить ребра на внешних сторонах стенок средних сегментов 224 вертикальных трубок 220, расположить перегородки в промежуточном пространстве 240 или применить другое обычное средство, чтобы увеличить коэффициент теплопередачи на внешних сторонах стенок средних сегментов 224 вертикальных трубок 220.
Псевдоожиженный слой охлаждается в результате теплопереноса между псевдоожиженным слоем и теплопереносящей средой до гидратообразующей рабочей температуры при рабочем давлении ТОПС 14. Гидратообразующая рабочая температура отличается тем, что она меньше, чем температура входа газа и температура входа псевдоожижаемой смеси. Гидратообразующая рабочая температура дополнительно отличается тем, что она находится вне области Р-Т устойчивости гидрата чистого компонента для более легкого газового компонента или более тяжелого газового компонента (но не для обоих), в то же время находится внутри области Р-Т устойчивости гидрата исходной газовой смеси при рабочем давлении ТОПС 14.
Разница температур между максимальной температурой устойчивости гидрата для конкретной исходной газовой смеси и температурой входа теплопереносящей среды называется переохлаждающая разница температур. Переохлаждающая разница температур представляет меру движущей силы скорости образования гидрата в той мере, как кинетика скорости роста кристаллов гидрата является функцией переохлаждающей разницы температур, как только происходит начальное зародышеобразование кристаллов гидрата. ТОПС 14 настоящего варианта осуществления обычно работает с переохлаждающей разницей температур в диапазоне приблизительно от 1 до 3°С. Скорость роста кристаллов гидрата может также ограничиваться скоростью массопереноса гидратообразующего газового компонента в исходной газовой смеси из газовой фазы к фазе твердого гидрата. Однако ТОПС 14 демонстрирует высокую степень турбулентности, вызванную разбивающей средой 246, которая существенно ускоряет скорости теплопереноса и массопереноса в ТОПС 14 по сравнению с обычным трубчатым теплообменником.
- 7 017722
В одном варианте осуществления настоящего способа гидратообразующая рабочая температура ТОПС 14 находится вне области Р-Т устойчивости гидрата чистого компонента более легкого газового компонента, в то же время находится и внутри области Р-Т устойчивости гидрата чистого компонента для более тяжелого газового компонента, и внутри области Р-Т устойчивости гидрата исходной газовой смеси в целом при рабочем давлении ТОПС 14. В альтернативном варианте осуществления гидратообразующая рабочая температура ТОПС 14 находится вне области Р-Т устойчивости гидрата чистого компонента более тяжелого газового компонента, в то же время находится и внутри области Р-Т устойчивости гидрата чистого компонента для более легкого газового компонента, и внутри области Р-Т устойчивости гидрата исходной газовой смеси в целом при рабочем давлении ТОПС 14. Типичная гидратообразующая рабочая температура ТОПС 14 (т.е. температура, до которой охлаждается псевдоожиженный слой) находится в диапазоне приблизительно от 0 до 25°С и более предпочтительно в диапазоне приблизительно от 1 до 15°С. Типичное рабочее давление ТОПС 14 находится в диапазоне приблизительно от 100 до 35000 кПа и более предпочтительно в диапазоне приблизительно от 1000 до 20000 кПа.
Следствием охлаждения псевдоожиженного слоя до гидратообразующей рабочей температуры, когда псевдоожижающая среда поднимается сквозь среднюю камеру 214 ТОПС 14, является образование твердого гидрата газа в псевдоожиженном слое, тогда как теплопереносящая среда эффективно удаляет скрытую теплоту образования гидрата. В частности, образование гидрата газа происходит, когда по меньшей мере часть газового компонента в исходной газовой смеси (называемого гидратообразующим газовым компонентом) охлаждается до температуры внутри области Р-Т устойчивости гидрата исходной газовой смеси и контактирует по меньшей мере с частью водной композиции исходной жидкости при рабочем давлении и температуре ТОПС 14. Протекающая реакция формирует множество разъединенных твердых частиц 248 гидрата газа во внутренних областях 228 трубок в средней камере 214 ТОПС 14, которые увлекаются в псевдоожижающую среду, когда она поднимается сквозь средние сегменты 224 вертикальных трубок 220.
Импульсное и вязкостное сопротивление восходящей псевдоожижающей среды, текущей мимо разбивающей среды 246 псевдоожиженного слоя, заставляет разбивающую среду 246 испытывать направленную вверх силу, которая приблизительно уравновешивает направленную вниз силу тяжести более плотных частиц разбивающей среды 246. Полученный псевдоожиженный слой называется расширенный слой. Разбивающая среда 246 демонстрирует турбулентное течение в расширенном слое, которое заставляет разбивающую среду 246 сталкиваться с внутренними сторонами стенок вертикальных трубок 220 и с твердыми частицами 248 гидрата газа. Эти столкновения производят разбивающее действие, которое уменьшает возможность твердых частиц 248 гидрата газа накапливаться на внутренних сторонах стенок и освобождает любые твердые частицы 248 гидрата газа, которые прилипли к ним. Таким образом, разбивающая среда 246, по существу, предотвращает или снижает засорение или закупоривание внутренних областей 228 трубок, вызываемое нарастанием твердых частиц 248 гидрата газа.
Столкновения также регулируют максимальный размер твердых частиц 248 гидрата газа, образуя статистическое распределение размеров частиц, все из которых существенно меньше, чем верхний предел размера частиц. Условия в расширенном слое выбирают так, что верхний предел размера частиц твердых частиц 248 гидрата газа существенно меньше, чем размер отверстий 230 в верхних концах 226 вертикальных трубок 220. Поэтому твердые частицы 248 гидрата газа, имеющие достаточную приведенную скорость у верхних концов 226 вертикальных трубок 220, способны легко выходить из внутренних областей 228 трубок через отверстия 230. Твердые частицы 248 гидрата газа обычно имеют кристаллическую структуру в очень небольшом, регулируемом диапазоне распределения размеров с предпочтительным верхним пределом размера приблизительно от 0,1 до 1,0 мм, что делает твердые частицы 248 гидрата газа меньше, чем отверстия 230 и относительно легкими, т.е. устойчивыми к агломерации.
По меньшей мере, существенная часть твердых частиц 248 гидрата газа, а также любые оставшиеся непрореагировавшие газы и жидкости в двухфазной псевдоожижающей среде выходят через перфорированные верхние концы 226 вертикальных трубок 220 и входят в верхнюю камеру 216 ТОПС 14, как показано стрелками 249 течения, что заставляет псевдоожиженный слой рассеиваться. В результате более плотная разбивающая среда 246, которой случается достигать верхних концов 226 вертикальных трубок 220, падает вниз под действием силы тяжести, тем самым отделяя разбивающую среду 246 от менее плотных твердых частиц 248 гидрата газа и оставшихся текучих компонентов псевдоожижающей среды. Кроме того, отверстия 230 имеют размер меньше, чем частицы разбивающей среды 246, чтобы, по существу, предотвращать какой-либо возможный унос разбивающей среды 246 из-за каких-то избыточных флуктуации потока или давления в ТОПС 14. Таким образом, по существу, вся разбивающая среда 246 остается во внутренних областях 228 вертикальных трубок 220 во время выполнения настоящего способа.
Как отмечается выше, приведенную скорость псевдоожижающей среды выбирают так, что разбивающая среда 246 взбалтывается внутри расширенного псевдоожиженного слоя турбулентным образом, но, по существу, не имеет направленной вверх скорости в среднем. Следует дополнительно отметить, что приведенная скорость псевдоожижающей среды предпочтительно поддерживается при величине, достаточно большой, чтобы гарантировать, что высота расширенного слоя равняется или больше, чем объеди
- 8 017722 ненная длина нижних концов 222 и средних сегментов 224 каждой из вертикальных трубок 220, тем самым избегая накопления твердых частиц 248 гидрата газа на внутренних сторонах стенок вертикальных трубок 220. Длина верхних концов 226 вертикальных трубок 220 должна быть достаточной, чтобы позволять высоте расширенного слоя слегка флуктуировать из-за небольших изменений потока без того, чтобы заставлять псевдоожиженный слой складываться в верхних концах 226 вертикальных трубок 220.
Твердые частицы 248 гидрата газа, выходящие из верхних концов 226 вертикальных трубок 220, суспензируются в оставшихся текучих компонентах двухфазной псевдоожижающей среды, образуя разбавленную ТОПС суспензию, которая входит в открытое верхнее пространство верхней камеры 216. Разбавленная ТОПС суспензия альтернативно называется многофазной смесью и предпочтительно состоит из трех фаз, т. е. твердой, газовой и жидкой фазы.
Твердая фаза включает в себя гидрат газа, образованный по реакции между гидратообразующим газовым компонентом и водной композицией. Газовая фаза включает в себя любую непрореагировавшую часть гидратообразующего газового компонента из исходной газовой смеси, который остается непрореагировавшим по какой-либо причине после образования гидрата газа. Газовая фаза также включает в себя негидратообразующий газовый компонент из исходной газовой смеси, который, по существу, не реагирует во время образования гидрата газа, так как условия ТОПС 14 находятся вне области Р-Т устойчивости гидрата данного конкретного газового компонента. Очевидно, что гидрат газа твердой фазы существенно обогащен гидратообразующим газовым компонентом из исходной газовой смеси относительно газовой фазы, так как гидратообразующий газовый компонент из исходной газовой смеси предпочтительно превращается в твердую фазу посредством образования гидрата газа относительно негидратообразующего газового компонента из исходной газовой смеси, который находится вне области Р-Т устойчивости его гидрата. Жидкая фаза включает в себя любую водную композицию вне твердой фазы, т.е. любую часть водной композиции от исходной жидкости, которая не прореагировала во время образования гидрата газа. Водная композиция жидкой фазы в многофазной смеси называется оставшейся водной композицией.
Как показано на фиг. 1 и 2, многофазная смесь отводится из ТОПС 14 через многофазный выход 32 и переходит в газовый сепаратор 16 через многофазный вход 34. Газовый сепаратор 16 разделяет многофазную смесь на два выходящих потока сепаратора, т.е. суспензию сепаратора и газ сепаратора. Газ сепаратора представляет собой, по существу, всю газовую фазу из многофазной смеси, и суспензия сепаратора представляет собой, по существу, всю твердую и жидкую фазу из многофазной смеси.
Суспензия сепаратора отводится из газового сепаратора 16 через выход 38 суспензии и переносится в концентратор 20 суспензии через и вход 44 суспензии. Концентратор 20 суспензии отделяет часть жидкой фазы от суспензии сепаратора, образуя концентрированную суспензию, называемую суспензией гидрата газа, и жидкость концентратора, называемую жидкой фракцией. Согласно одному варианту осуществления суспензия гидрата газа включает в себя, по существу, всю твердую фазу из многофазной смеси и оставшуюся часть жидкой фазы из многофазной смеси, не отделенную в жидкую фракцию. Таким образом, твердая фаза является суспензированной в жидкой фазе суспензии гидрата газа. Жидкая фракция данного варианта осуществления, по существу, свободна от твердых частиц гидрата газа.
Согласно альтернативному варианту осуществления суспензия гидрата газа включает в себя большую часть, но не всю твердую фазу из многофазной смеси, суспензированную в оставшейся части жидкой фазы из многофазной смеси, не отделенной в жидкую фракцию. Твердая фаза суспензии гидрата газа состоит, главным образом, из неагломерирующих больших частиц гидрата из твердой фазы многофазной смеси. Остальная твердая фаза многофазной смеси, которая не включена в суспензию гидрата газа, состоит, по существу, из меньших частиц гидрата, обычно в кристаллической форме. Меньшие частицы гидрата желательно остаются в жидкой фракции, которая возвращается в ТОПС 14 описанным ниже образом. Меньшие частицы гидрата преимущественно служат в качестве затравок, которые образуют ядро больших кристаллов, растущих внутри ТОПС 14.
В любом случае, суспензия гидрата газа отводится из концентратора 20 суспензии через выход 46 суспензии под контролем контрольного вентиля 66 потока суспензии. Насос 74 суспензии переносит суспензию гидрата газа в разрушитель 76 суспензии по линии 82 сбора гидрата. Жидкая фракция, которая, возможно, содержит меньшие частицы гидрата газа, отводится из концентратора 20 суспензии через выход 48 жидкости и возвращается на вход 30 исходной жидкости ТОПС 14 первой стадии разделения 121 по линии 60 рецикла жидкости после сжатия нагнетателем 22 жидкости.
Газ сепаратора отводится из газового сепаратора 16 через выход 36 газа. Часть газа сепаратора возвращается с помощью газового рециклера 18 в ТОПС 14 первой стадии разделения 121 через линию 54 рецикла газа, линию 78 исходной газовой смеси и вход 28 исходного газа. Остаток газа сепаратора, не возвращенный в ТОПС 14 первой стадии разделения 121, переходит под контролем контрольного вентиля 58 потока газа в ТОПС 14 второй стадии разделения 122 через линию 561 выхода газа и вход 28 исходного газа. Этот остаток газа служит в качестве исходной газовой смеси для ТОПС 14 второй стадии разделения 122.
Исходная газовая смесь во входе 28 исходного газа ТОПС 14 для каждой последующей стадии разделения 12п представляет собой остаток газа в линии 56п-1 выхода газа каждой соответствующей предше
- 9 017722 ствующей стадии разделения 12η-1 Остаток газа, выпускаемый из выхода 36 газа газового сепаратора 16 последней стадии разделения 12η, который называется очищенным газовым продуктом, переносится под контролем контрольного вентиля 58 потока газа в резервуар 72 очищенного газового продукта по линии 56η выхода газа, где очищенный газовый продукт сохраняется и/или затем распределяется.
Теплопереносящая среда проходит по траектории течения теплопереносящей среды в ТОПС 14, пока не достигает выхода 26 теплопереносящей среды, где теплопереносящая среда выпускается из ТОПС 14. Теплопереносящая среда находится при относительно высокой температуре выхода теплопереносящей среды, которая, тем не менее, все еще поддерживает переохлаждающую разницу температур и все еще ниже, чем максимальная температура устойчивости гидрата в условиях температуры и давления внутри ТОПС 14.
Согласно одному варианту осуществления выпускаемая теплопереносящая среда направляется в непрерывной петле (не показана) в обычную внешнюю охлаждающую систему, где нагретая теплопереносящая среда охлаждается обратно до низкой температуры входа теплопереносящей среды перед повторным введением охлажденной теплопереносящей среды в ТОПС 14 через вход 24 теплопереносящей среды. Согласно альтернативному варианту осуществления охлажденная теплопереносящая среда применяется только для одного прохода через ТОПС 14 и не подвергается какой-либо операции искусственного охлаждения. Охлажденная теплопереносящая среда в этом варианте осуществления предпочтительно представляет собой морскую воду или пресную воду, имеющую относительно низкую окружающую температуру и пребывающую в большом объеме воды вблизи системы 10 разделения. Охлажденная теплопереносящая среда для ТОПС 14 просто отбирается из объема воды по необходимости, а нагретая теплопереносящая среда выпускается из ТОПС 14 обратно в объем воды, который функционирует в качестве теплосъемника.
Как указано выше, источник исходной жидкости для входа 30 исходной жидкости в ТОПС 14 каждой стадии разделения 121, 122, 12η представляет собой жидкую фракцию, выпускаемую из концентратора 20 суспензии той же стадии разделения. Однако так как по меньшей мере часть водной композиции в исходной жидкости каждой стадии разделения расходуется во время образования твердых частиц 248 гидрата газа и дополнительная часть исходной жидкости сохраняется в суспензии гидрата жидкости, отводимой из концентратора 20 суспензии, обычно необходимо пополнять возвращаемую жидкость сепаратора пополняющей жидкостью. Пополняющая жидкость отводится из источника пополняющей жидкости 70 через линию 80 пополняющей жидкости и вход 62 пополняющей жидкости каждой стадии разделения 121, 122, 12η. Пополняющая жидкость выпускается под контролем контрольного вентиля 64 потока жидкости в ТОПС 14 через линию 60 рецикла жидкости и вход 30 исходной жидкости.
Как дополнительно отмечается выше, суспензия гидрата газа, выходящая из концентратора 20 суспензии каждой стадии разделения 121, 122, 12η, направляется с помощью насоса 74 суспензии в разрушитель 76 гидрата, который предпочтительно представляет собой обычный теплообменник. В определенных обстоятельствах может быть выгодно сжимать суспензию гидрата газа с помощью насоса 74 суспензии до более высокого давления, чем рабочее давление стадий разделения. Типичные насосы суспензии для настоящего способа включают в себя винтовые насосы, шестеренчатые насосы, центробежные насосы или другие подобные. В любом случае, суспензия гидрата газа нагревается в разрушителе 76 гидрата до температуры немного выше минимальной температуры устойчивости гидрата при рабочем давлении разрушителя 76 гидрата, чтобы разрушать гидрат газа и образовывать выпускную смесь системы, которая выпускается из разрушителя 76 гидрата через выпускной выход 84 системы.
Выпускная смесь системы содержит, по существу, фракцию гидратообразующего газового компонента из исходной газовой смеси. Эта фракция называется выпускным газом системы. Выпускная смесь системы дополнительно содержит, по существу, всю пополняющую жидкость, подаваемую на каждую стадию разделения 121, 122, 12η. Эта жидкость называется выпускной жидкостью системы. Предпочтительно вся или, по меньшей мере, существенная доля выпускной смеси системы находится в жидкой фазе. Соответственно, весь или, по меньшей мере, существенная доля выпускного газа системы в выпускной смеси системы растворена в выпускной жидкости системы, так что присутствие свободного газа в выпускной смеси системы является минимальным или он, по существу, отсутствует. Полученная выпускная смесь системы может устраняться или далее использоваться как предполагается нужным пользователю. Типичное устранение выпускной смеси системы включает в себя ее введение в соляной водоносный слой или нефтяной пласт.
Исходная газовая смесь в целях иллюстрации в вышеописанном варианте осуществления конкретно характеризуется как смесь только двух газовых компонентов, где первый газовый компонент представляет собой более легкий газовый компонент, а второй газовый компонент представляет собой более тяжелый газовый компонент. Понятно, что настоящий способ аналогично применим к исходной газовой смеси, имеющей три или больше газовых компонентов, где один из газовых компонентов представляет собой первый газовый компонент, а остальные два или более газовых компонентов задают смесь газовых компонентов. Первый газовый компонент является предпочтительно относительно более легким газовым компонентом, а смесь газовых компонентов является предпочтительно относительно более тяжелой, чем первый газовый компонент. Первый газовый компонент имеет определенную область Р-Т устойчивости
- 10 017722 гидрата чистого компонента, которая отличается от области Р-Т устойчивости гидрата смеси газовых компонентов, за исключением случая, когда первый газовый компонент является не гидратообразующим газом, таким как водород.
Выделение первого газового компонента из смеси газовых компонентов, объединенных в исходную газовую смесь, выполняется путем введения исходной газовой смеси и исходной жидкости в один или несколько последовательных ТОПС и охлаждения исходной газовой смеси и исходной жидкости таким же образом, как описано выше, до желаемой температуры при желаемом давлении, где желаемое давление и температура находятся вне области Р-Т устойчивости гидрата чистого компонента первого газового компонента, но внутри области Р-Т устойчивости гидрата смеси компонентов для данной смеси газовых компонентов. Смесь газовых компонентов реагирует с водной композицией, образуя гидрат газа, тогда как первый газовый компонент предпочтительно остается в свободной газовой фазе. В результате, выпускная смесь системы содержит существенную долю более тяжелых газовых компонентов в смеси газовых компонентов исходной газовой смеси, а очищенный газовый продукт содержит существенную долю первого газового компонента исходной газовой смеси и, по существу, очищен от более тяжелых газовых компонентов в смеси газовых компонентов исходной газовой смеси.
На фиг. 6 показана схематичная блок-схема альтернативной системы разделения, в общем обозначенной 110, которая применяется при осуществлении альтернативного варианта осуществления способа разделения газов настоящего изобретения. Система 110 разделения имеет много элементов, которые аналогичны или подобны элементам системы 10 разделения. Соответственно, описание системы 110 разделения ниже фокусируется на тех элементах, которые отличаются от элементов системы 10 разделения. Элементы, которые являются общими для систем 10 и 110 разделения, обозначаются одинаковыми численными обозначениями. Кроме того, так как система 110 разделения включает в себя множество, по существу, идентичных последовательных стадий разделения 1121, 1122, 112п, работающих последовательно, элементы стадий разделения 1121, 1122, 112п описываются ниже со ссылкой на единственную общую стадию разделения 112.
Стадия разделения 112 имеет гидратообразующий теплообменник, который предпочтительно представляет собой ТОПС 114, показанный и описанный дополнительно на фиг. 7. ТОПС 114 включает в себя нижнюю камеру 212, задающую зону смешивания, среднюю камеру 214, задающую зону теплопереноса, и верхнюю камеру 216, задающую зону разделения. Вход 28 исходного газа и вход 30 исходной жидкости имеют доступ к нижней камере 212, и многофазный выход 32 выходит из верхней камеры 216. Вертикальные трубки 220 вертикально расположены и пространственно отделяются друг от друга внутри средней камеры 214, обеспечивая промежуточное пространство 240 между и вокруг вертикальных трубок 220. Разделяющая пластина 250 горизонтально расположена поперек промежуточного пространства 240 средней камеры 214, по существу, рассекая надвое внутреннее пространство 240 на верхнее промежуточное пространство 252 и нижнее промежуточное пространство 254, которые проточно изолированы друг от друга посредством разделяющей пластины 250. Следует отметить, что разделяющая пластина 250 не проникает в вертикальные трубки 220 и не блокирует их иным образом, не препятствуя течению сквозь них.
Вход 24 теплопереносящей среды имеет доступ к верхнему промежуточному пространству 252 в верхней части 242 средней камеры 214, и выход 26 теплопереносящей среды имеет доступ к верхнему промежуточному пространству 252 ниже входа 24 теплопереносящей среды, ближе к разделяющей пластине 250 в верхней части 242 средней камеры 214, но все еще над ней. Вход 24 теплопереносящей среды, верхнее промежуточное пространство 252 и выход 26 теплопереносящей среды в комбинации задают траекторию течения теплопереносящей среды через ТОПС 114, которая распространяется, по существу, только по длине верхней части 242 средней камеры 214.
ТОПС 114 также включает в себя вход 256 суспензии и выпускной выход 258. Вход 256 суспензии имеет доступ к нижнему промежуточному пространству 254 в нижней части 244 средней камеры 214. Вход 256 суспензии соединяется с выходом 46 суспензии концентратора 20 суспензии под контролем контрольного вентиля 66 потока суспензии, показанного на фиг. 6. Выпускной выход 258 имеет доступ к нижнему промежуточному пространству 254 над входом 256 суспензии ближе к разделяющей пластине 250 в нижней части 244 средней камеры 214, но все еще под ней. Вход 256 суспензии, нижнее промежуточное пространство 254 и выпускной выход 258 в комбинации задают траекторию течения суспензии гидрата газа через ТОПС 114, которая распространяется, по существу, только по длине нижней части 244 средней камеры 214.
Выпускной выход 258 соединяется с одним концом линии 260 выпуска смеси, показанной на фиг. 6. Противоположный конец линии 260 выпуска смеси соединяется с входом 28 исходного газа последующей стадии разделения, тем самым обеспечивая сообщение между предшествующей и последующей стаднями разделения. Соответственно, выпускная смесь линии 260 ь 260п-| выпуска смеси из каждой предшествующей стадии разделения 1121, 112п-1 включена в исходное сырье на вход 28 исходного газа ТОПС 114 в каждой последующей стадии разделения 1122, 112п соответственно. Исходное сырье на вход 28 исходного газа каждой стадии разделения 1121, 1122, 112п дополнительно включает в себя газ сепаратора в линии 54 рецикла газа из той же стадии разделения. Вход 28 исходного газа первой стадии разделения
- 11 017722
1121, но не остальных стадий разделения 1122, 112п, также получает свежую газовую исходную смесь из источника 68 газовой исходной смеси по линии 78 исходной газовой смеси. Дополнительно следует отметить, что выпускная смесь в линии 260п выпускной смеси из последней стадии разделения 12п, которая называется выпускной смесью системы, направляется непосредственно из выпускного выхода 258 в выпускной выход 84 системы, а не на вход 28 исходного газа другой стадии разделения.
Исходная жидкость на вход 30 исходной жидкости каждой стадии разделения 1121, 1122, 112п представляет собой возвращаемую жидкость концентратора, получаемую по линии 60 рецикла жидкости из выхода 48 жидкости концентратора 20 суспензии в той же стадии разделения. Исходная жидкость на вход 30 исходной жидкости первой стадии разделения 1121, но не последующих стадий разделения 1122, 112п, также получает свежую пополняющую жидкость по необходимости из источника 70 пополняющей жидкости через вход 62 пополняющей жидкости под контролем контрольного вентиля 64 потока жидкости. Остальные стадии разделения 1122, 112п соединены параллельно с помощью линии 262 сбора жидкости. Линия 262 сбора жидкости собирает избыточную жидкость концентратора из остальных стадий разделения 1122, 112п через соответствующие выходы 264 избыточной жидкости, соединенные с выходами 48 жидкости концентраторов 20 суспензии, под контролем контрольных вентилей 266 потока избыточной жидкости. Выходной конец линии 262 сбора жидкости далее соединяется с приемником 268 избыточной жидкости, тем самым обеспечивая трубопровод от остальных стадий разделения 1122, 112п к приемнику 268 избыточной жидкости.
Альтернативная конфигурация системы 110 разделения устраняет необходимость в разрушителе гидрата и существенно снижает требования к теплопереносящей среде относительно системы 10 разделения, как видно из предпочтительного способа работы ТОПС 114, описанного ниже. Работа ТОПС 114 подобна работе ТОПС 14, но с отличиями, указанными ниже.
Работа ТОПС 114 начинается введением исходной газовой смеси, охарактеризованной выше, в нижнюю камеру 212 через вход 28 исходного газа. Исходная жидкость, охарактеризованная выше, одновременно вводится в нижнюю камеру 212 через вход 30 исходной жидкости. Исходная газовая смесь и исходная жидкость составляют псевдоожижающую среду, которая проходит вверх через внутренние области 228 трубок в нижней части 244 средней камеры 214 ТОПС 114. Суспензия гидрата газа одновременно отводится из концентратора 20 суспензии через выход 46 суспензии, частично подвергается снижению давления, вводится в ТОПС 114 через вход 256 суспензии и прямоточно проходит через нижнее промежуточное пространство 254. Восходящая суспензия гидрата газа способствует охлаждению и образованию гидрата газа в псевдоожиженном слое путем поглощения скрытой теплоты образования гидрата из восходящей псевдоожижающей среды. Суспензия гидрата газа называется внутренней теплопереносящей средой, так как она получается из траектории течения продукта и выполняет функцию охлаждения. Скрытая теплота образования гидрата, поглощенная восходящей суспензией гидрата газа, также нагревает в ней частицы 248 гидрата газа и разрушает их с образованием выпускной смеси, которая отводится из ТОПС 114 через выпускной выход 258. Выпускная смесь содержит газовую фазу и жидкую фазу и существенно обогащена более тяжелым газовым компонентом, но также может включать в себя существенную долю более легкого газового компонента.
Восходящая псевдоожижающая среда движется вверх через внутренние области 28 трубок в верхней части 242 средней камеры 214, где псевдоожиженный слой дополнительно охлаждается теплопереносящей средой, которая перемещается в противотоке через верхнее промежуточное пространство 252. Теплопереносящая среда способствует росту существующих частиц гидрата газа и производит новые частицы 248 гидрата газа в псевдоожиженном слое.
После отвода выпускной смеси из выпускного выхода 258 предшествующей стадии разделения она переносится в последующую стадию разделения по линии 260 выпускной смеси, которая соединяется с линией 28 исходного газа последующей стадии разделения. Выпускная смесь отводится из выпускного выхода 258 в конечной стадии разделения 112п системы 110 разделения и направляется в выпускной выход 84 системы.
Линия 270 сбора газа собирает очищенный газовый продукт от каждой стадии разделения 1121,
1122, 112п через соответствующие выходы 36 газа газовых сепараторов 16 для отвода в приемник 72 очищенного газового продукта. Поток очищенного газового продукта из каждой стадии разделения 1121, 1122, 112п находится под контролем контрольного вентиля 58 потока газа, который позволяет пользователю поддерживать каждую стадию разделения 112 при желательном конкретном рабочем давлении.
Рабочее давление и температура каждой последующей стадии разделения системы 110 разделения соответствуют давлению и температуре, которые ниже, чем величины в предшествующей стадии разделения. Хотя исходная газовая смесь в каждой последующей стадии разделения является обогащенной более тяжелым газовым компонентом, твердый гидрат газа, образованный в каждой последующей стадии разделения, тем не менее извлекает существенную долю более тяжелого газового компонента. Однако меньшая доля более легкого компонента удаляется в твердом гидрате газа, образованном в каждой последующей стадии разделения, вследствие пониженного давления. Таким образом, большие количества более легкого газового компонента извлекаются в очищенном газовом продукте при использовании системы 110 разделения, чем при использовании системы 10 разделения.
- 12 017722
Обе системы 10 и 110 разделения применимы для отделения более тяжелого газового компонента от более легкого газового компонента в исходной газовой смеси путем образования твердого гидрата газа из более тяжелого газового компонента и добавленной воды, сохраняя более легкий газовый компонент в качестве очищенного газового продукта. Однако система 10 разделения особенно применима, когда исходная газовая смесь имеет высокую долю более тяжелого газового компонента относительно более легкого газового компонента, и желательно извлекать большую долю более тяжелого газового компонента в твердом гидрате газа, сохраняя очищенный газовый продукт при относительно высоком давлении, которое близко к входному давлению газа системы 10. Для сравнения, система 110 разделения особенно применима, когда желательно извлекать большую долю более легкого газового компонента из исходной газовой смеси в очищенном газовом продукте. Однако уступка состоит в том, что очищенный газовый продукт из системы 110 разделения нежелательно извлекается при пониженном давлении, существенно меньшем, чем входное давление газа системы 110.
Следующие примеры демонстрируют практику и применение настоящего изобретения, но не должны рассматриваться как ограничение его объема.
Пример 1.
Исходная газовая смесь состоит из приблизительно равных количеств метана и диоксида углерода по объему. Исходная газовая смесь содержит 50 мол.% метана и 50 мол.% диоксида углерода. Желательно разделить исходную газовую смесь на очищенный газовый продукт, который содержит большую долю метана, и выпускную смесь системы, которая содержит большую долю диоксида углерода и минимальную долю метана. Исходную газовую смесь подают в ТОПС в первой стадии разделения трехстадийной системы разделения показанного на фиг. 6 типа. В ТОПС первой стадии разделения также подают воду, которая включает в себя пополняемую воду, в отношении 40 моль воды на 1 моль диоксида углерода. Температура входа газа в ТОПС составляет 25°С, и рабочее давление ТОПС составляет 3500 кПа.
ТОПС охлаждает исходный газ и жидкость, включая потоки рецикла, до температуры 3,5°С, что заставляет 92% диоксида углерода и 51% метана в исходной газовой смеси образовывать твердый гидрат газа в соединении с исходной водой. Оставшиеся части метана и диоксида углерода, т.е. 49% исходного метана и 8% исходного диоксида углерода, составляют свободную газовую смесь. Твердый гидрат газа, свободную газовую смесь и воду отводят из ТОПС, и свободную газовую смесь отделяют от них в газовом сепараторе первой стадии разделения. Очищенный газ извлекают из газового сепаратора со скоростью в 29 об.% от скорости исходной газовой смеси в первую стадию разделения. Часть очищенного газа возвращают в ТОПС первой стадии разделения. Скорость рецикла газа в ТОПС выбирают так, чтобы создавать граничную область между диспергированной паровой фазой и непрерывной жидкой фазой в ТОПС, что оптимизирует массоперенос без избыточного снижения плотности псевдоожижающей среды, которое влияет на его способность псевдоожижать разбивающую среду. Оставшийся очищенный газ, не возвращенный в ТОПС первой стадии разделения, направляют в приемник очищенного газового продукта.
Суспензию гидрата газа, содержащую 26 мас.% твердых веществ, отводят из концентратора суспензии первой стадии разделения. Жидкую фракцию, оставшуюся вне суспензии гидрата газа, возвращают в ТОПС первой стадии разделения со скоростью, достаточной, чтобы гарантировать псевдоожижение разбивающей среды и распространение высоты расширенного слоя по всей длине внутренних областей трубок. Давление суспензии гидрата газа снижают до 2600 кПА, и суспензию разлагают в ТОПС первой стадии разделения. Полученную выпускную смесь отводят из ТОПС первой стадии разделения и подают в ТОПС второй стадии разделения, которая работает при 2600 кПа.
ТОПС второй стадии разделения находится при рабочей температуре 0,8°С, которая переводит 88% диоксида углерода и 30% метана, подаваемых в ТОПС второй стадии разделения, в твердую фазу гидрата газа при соединении с частью исходной воды. Остаточные части метана и диоксида углерода, т.е. 70% исходного метана и 12% исходного диоксида углерода, остаются в свободной газовой смеси. Твердый гидрат газа, свободную газовую смесь и воду отводят из ТОПС, и свободную газовую смесь отделяют от них в газовом сепараторе второй стадии разделения. Очищенный газ отводят из газового сепаратора со скоростью 68% об от скорости исходной газовой смеси во вторую стадию разделения. Часть очищенного газа возвращают в ТОПС второй стадии разделения при выбранной скорости. Оставшийся очищенный газ, не возвращенный в ТОПС второй стадии разделения, направляют в приемник очищенного газового продукта.
Суспензию гидрата газа, содержащую 19 мас.% твердых веществ, отводят из концентратора суспензии второй стадии разделения. Жидкую фракцию, оставшуюся вне суспензии гидрата газа, возвращают в ТОПС второй стадии разделения с выбранной скоростью. Давление суспензии гидрата газа снижают до 2000 кПА, и суспензию разлагают в ТОПС второй стадии разделения. Полученную выпускную смесь отводят из ТОПС второй стадии разделения и подают в ТОПС третей стадии разделения, которая работает при 2000 кПа.
ТОПС третьей стадии разделения находится при рабочей температуре 0°С, которая переводит 92% диоксида углерода и 34% метана, подаваемых в ТОПС третьей стадии разделения, в твердую фазу гидрата газа при соединении с частью исходной воды. Остаточные части метана и диоксида углерода, т. е. 66%
- 13 017722 исходного метана и 8% исходного диоксида углерода, остаются в свободной газовой смеси. Твердый гидрат газа, свободную газовую смесь и воду отводят из ТОПС, и свободную газовую смесь отделяют от них в газовом сепараторе третьей стадии разделения. Очищенный газ отводят из газового сепаратора со скоростью 17 об.% от скорости исходной газовой смеси в третью стадию разделения. Часть очищенного газа возвращают в ТОПС третьей стадии разделения при выбранной скорости. Оставшийся очищенный газ, не возвращенный в ТОПС третьей стадии разделения, направляют в приемник очищенного газового продукта.
Суспензию гидрата газа, содержащую 16 мас.% твердых веществ, отводят из концентратора суспензии третьей стадии разделения. Жидкую фракцию, оставшуюся вне суспензии гидрата газа, возвращают в ТОПС третьей стадии разделения с выбранной скоростью. Суспензию гидрата газа разлагают в ТОПС третьей стадии разделения. Полученную выпускную смесь отводят из ТОПС третьей стадии разделения в качестве выпускной смеси системы и направляют в выпускной выход системы. Объединенный очищенный газовый продукт, собранный из первой, второй и третьей стадий разделения, содержит 95% метана исходной газовой смеси и только 25% диоксида углерода. Выпускная смесь системы из третьей стадии разделения содержит 75% диоксида углерода исходной газовой смеси и только 5% метана.
Пример 2.
Исходная газовая смесь состоит из низкой концентрации метана и высокой концентрации диоксида углерода. Исходная газовая смесь содержит 20 мол.% метана и 80 мол.% диоксида углерода. Желательно разделить исходную газовую смесь на очищенный газовый продукт, который содержит минимальную долю диоксида углерода, и выпускную смесь системы, которая содержит большую долю диоксида углерода. Исходную газовую смесь подают в ТОПС в первой стадии разделения трехстадийной системы разделения показанного на фиг. 1 типа. В ТОПС первой стадии разделения также подают воду, которая включает в себя пополняемую воду, в отношении 35 моль воды на 1 моль диоксида углерода. Температура входа газа в ТОПС составляет 25°С, и рабочее давление первой стадии ТОПС составляет 2800 кПа.
ТОПС охлаждает исходный газ и жидкость, включая потоки рецикла, до температуры 3,2°С, что заставляет 87% диоксида углерода и 27% метана в исходной газовой смеси образовывать твердый гидрат газа в соединении с исходной водой. Оставшиеся части метана и диоксида углерода, т.е. 73% исходного метана и 13% исходного диоксида углерода, составляют свободную газовую смесь. Твердый гидрат газа, свободную газовую смесь и воду отводят из ТОПС, и свободную газовую смесь отделяют от них в газовом сепараторе первой стадии разделения. Очищенный газ извлекают из газового сепаратора со скоростью 25 об.% от скорости исходной газовой смеси в первую стадию разделения. Часть очищенного газа возвращают в ТОПС первой стадии разделения. Скорость рецикла газа в ТОПС выбирают так, чтобы создавать граничную область между диспергированной паровой фазой и непрерывной жидкой фазой в ТОПС, что оптимизирует массоперенос без избыточного снижения плотности псевдоожижающей среды, которое влияет на его способность псевдоожижать разбивающую среду.
Суспензию гидрата газа, содержащую 21 мас.% твердых веществ, отводят из концентратора суспензии первой стадии разделения и направляют в линию сбора гидрата. Жидкую фракцию, оставшуюся вне суспензии гидрата газа, возвращают в ТОПС первой стадии разделения со скоростью, достаточной, чтобы гарантировать псевдоожижение разбивающей среды и распространение высоты расширенного слоя по всей длине внутренних областей трубок.
Оставшийся очищенный газ, не возвращенный в ТОПС первой стадии разделения, подают в ТОПС второй стадии разделения, которая работает при 2700 кПа. Пополняющую воду также подают в ТОПС второй стадии разделения с отношением 24 моль воды на 1 моль диоксида углерода в исходной газовой смеси. ТОПС находится при рабочей температуре 1,9°С, которая переводит 60% диоксида углерода и 7% метана, подаваемых в ТОПС второй стадии разделения, в твердый гидрата газа при соединении с частью исходной воды. Остаточные части метана и диоксида углерода, т.е. 93% исходного метана и 40% исходного диоксида углерода, остаются в свободной газовой смеси. Твердый гидрат газа, свободную газовую смесь и воду отводят из ТОПС, и свободную газовую смесь отделяют от них в газовом сепараторе второй стадии разделения. Очищенный газ отводят из газового сепаратора со скоростью 71 об.% от скорости исходной газовой смеси во вторую стадию разделения. Часть очищенного газа возвращают в ТОПС второй стадии разделения при выбранной скорости.
Суспензию гидрата газа, содержащую 22 мас.% твердых веществ, отводят из концентратора суспензии второй стадии разделения и направляют в линию сбора гидрата. Жидкую фракцию, оставшуюся вне суспензии гидрата газа, возвращают в ТОПС второй стадии разделения с выбранной скоростью.
Оставшийся очищенный газ, не возвращенный в ТОПС второй стадии разделения, подают в ТОПС третьей стадии разделения, которая работает при 2600 кПа. Пополняющую воду также подают в ТОПС третьей стадии разделения с отношением 23 моль воды на 1 моль диоксида углерода в исходной газовой смеси. ТОПС находится при рабочей температуре 0,8°С, которая переводит 56% диоксида углерода и 9% метана, подаваемых в ТОПС третьей стадии разделения, в твердый гидрата газа при соединении с частью исходной воды. Остаточные части метана и диоксида углерода, т.е. 91% исходного метана и 44% исходного диоксида углерода, остаются в свободной газовой смеси. Твердый гидрат газа, свободную газовую
- 14 017722 смесь и воду отводят из ТОПС, и свободную газовую смесь отделяют от них в газовом сепараторе третьей стадии разделения. Очищенный газ отводят из газового сепаратора со скоростью 80 об.% от скорости исходной газовой смеси в третью стадию разделения. Часть очищенного газа возвращают в ТОПС третьей стадии разделения при выбранной скорости.
Суспензию гидрата газа, содержащую 28 мас.% твердых веществ, отводят из концентратора суспензии третьей стадии разделения и направляют в линию сбора гидрата. Жидкую фракцию, оставшуюся вне суспензии гидрата газа, возвращают в ТОПС третьей стадии разделения с выбранной скоростью. Оставшийся очищенный газ, не возвращенный в ТОПС третьей стадии разделения, направляют в приемник очищенного газового продукта в качестве очищенного газового продукта. Очищенный газовый продукт содержит 62% метана исходной газовой смеси и только 2% диоксида углерода.
Объединенная суспензия гидрата газа, собранная в линии сбора гидрата из первой, второй и третьей стадий разделения, содержит 98% диоксида углерода исходной газовой смеси и только 38% метана. Объединенную суспензию гидрата газа направляют в разрушитель гидрата и слегка нагревают до приблизительно окружающей температуры, что разлагает твердый гидрат газа в суспензии, образуя выпускную смесь системы. По существу, весь диоксид углерода из твердого гидрата газа растворяется в жидкой фазе выпускной смеси системы.
Пример 3.
Водород высокой чистоты является желательным источником топлива для появляющихся технологий, таких как топливные элементы. Водород высокой чистоты также имеет значительное применение в нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности. Кроме того, проблемы окружающей среды, касающиеся глобальной устойчивости климата и выбросов диоксида углерода, выдвигают желательность захвата и изоляции диоксида углерода. Водород коммерчески получают в синтез-газе, который представляет собой смесь водорода, моноксида углерода и других газообразный побочных продуктов, используя различные технологии реформинга и газификации. Например, синтез-газ получают паровым реформингом углеводородного газа, такого как обычный природный газ или газ, полученный из жидкой нефти, из газификации твердых углеродистых топлив, таких как уголь или нефтяной кокс, или из возобновляемых ресурсов, таких как биомасса, используя кислородный пар или воздух. Определенное количество диоксида углерода получается во время парового реформинга или процесса газификации, а также во время последующих процессов, которые максимизируют получение водорода. Например, реакция моноксида углерода из синтез-газа с паром с получением добавочного водорода по реакции сдвига водяного газа также дает добавочный диоксид углерода.
Сложность, стоимость и энергетические требования к получению водорода высокой чистоты из синтез-газа, содержащего значительные количества диоксида углерода, остаточного моноксида углерода и других газов, является существенной долей общей стоимости поставки водорода высокой чистоты. Обычные способы получения водорода высокой чистоты предшествующего уровня техники включают в себя удаление диоксида углерода из синтез-газа с использованием полупроницаемых мембран, способов извлечения регенерируемым растворителем и/или адсорбции с колебанием давления. Эти способы разделения обычно приводят к извлечению водорода и/или диоксида углерода при низких давлениях, что требует дорогого повторного сжатия.
Газы, имеющие молекулярные диаметры меньше чем ~3,7 А, такие как водород, не образуют или не дают устойчивых гидратов газов или, в лучшем случае, образуют гидраты газов только при экстремальных давлениях. Большие молекулярные диаметры или более тяжелые газы, такие как диоксид углерода, моноксид углерода, азот, метан и другие, легко образуют гидраты газов в условиях коммерчески практичных давлений и температур. Поэтому настоящий способ особенно подходит для отделения водорода высокой чистоты от более тяжелых газов, таких как диоксид углерода, при высоком давлении, одновременно позволяя захват диоксида углерода в водном растворе, который пригоден для впрыскивания в водоносный слой или нефтяной пласт.
Способ настоящего изобретения инициируют введением исходной газовой смеси в ТОПС системы разделения, подобной показанной на фиг. 1, но имеющей только одну стадию разделения. Исходную газовую смесь получают из синтез-газа после реакции сдвига водяного газа, производимого газификатором с кислородным дутьем, работающим на твердом углеродистом сырье. Исходная газовая смесь состоит из водорода, диоксида углерода и небольшого остаточного количества моноксида углерода, и данная смесь насыщена парами воды в условиях исходного газа. Конкретная композиция исходной газовой смеси составляет 47 мол.% водорода, 48 мол.% диоксида углерода и 5 мол.% моноксида углерода в расчете на сухую смесь. Исходную жидкость, состоящую из воды, вводят в ТОПС в отношении 30 моль воды на 1 моль диоксида углерода в исходной газовой смеси.
ТОПС охлаждает исходный газ и жидкость, включая потоки рецикла, до температуры немного выше 0°С, что заставляет 74% диоксида углерода и моноксида углерода в исходной газовой смеси образовывать твердый гидрат газа в соединении с исходной водой. По существу, весь водород составляет свободную газовую смесь. Твердый гидрат газа, свободную газовую смесь и воду отводят из ТОПС, и водород отделяют от них в газовом сепараторе и извлекают в качестве очищенного газового продукта со скоростью 61 об.% от скорости исходной газовой смеси. Часть очищенного газа возвращают в ТОПС. Ско
- 15 017722 рость рецикла газа в ТОПС выбирают так, чтобы создавать граничную область между диспергированной паровой фазой и непрерывной жидкой фазой в ТОПС, что оптимизирует массоперенос без избыточного снижения плотности псевдоожижающей среды, которое влияет на его способность псевдоожижать разбивающую среду.
Суспензию гидрата газа, содержащую 21 мас.% твердых веществ, отводят из концентратора суспензии и направляют в разрушитель гидрата. Жидкую фракцию, оставшуюся вне суспензии гидрата газа, возвращают в ТОПС со скоростью, достаточной, чтобы гарантировать псевдоожижение разбивающей среды и распространение высоты расширенного слоя по всей длине внутренних областей трубок. Суспензию гидрата газа слегка нагревают в разрушителе гидрата до приблизительно окружающей температуры, что разлагает твердый гидрат газа в суспензии, образуя выпускную смесь системы. Выпускная смесь содержит 40 моль воды на 1 моль диоксида углерода.
По существу, весь диоксид углерода остается растворенным в жидкой фазе выпускной смеси, и только небольшая часть газа, состоящая, главным образом, из моноксида углерода и следов диоксида углерода, присутствует в газовой фазе выпускной смеси. Газовая фаза легко отделяют от жидкой фазы. Растворенный диоксид углерода аналогично легко отделяют от жидкой фазы, если желательно, путем нагрева или снижения давления. Однако выгодно сохранять растворенный диоксид углерода в растворе, когда закачивают выпускную смесь в скважину для закачки, которую бурят в подходящей подземной формации, так как энергетические требования для закачивания относительно несжимаемой текучей среды существенно ниже по сравнению с энергетическими требованиями для сжатия сжимаемого газа. Кроме того, гидростатический градиент плотной текучей среды вниз скважины снижает поверхностное давление, требуемое для инжекции в скважину для закачки.
Ниже описано альтернативное применение настоящего изобретения в качестве способа транспортировки газа. На фиг. 8 показана схематичная блок-схема системы образования суспензии гидрата газа, в целом, обозначенной 400, которая применима на газозаполняющем терминале при выполнении способа транспортировки газа настоящего изобретения. Система 400 образования суспензии гидрата газа включает в себя входной охладитель 402, многофазный насос 404, гидратообразующий теплообменник 406, многофазный сепаратор 408, теплообменник 410 переохлаждения суспензии, насос 412 рециркуляции суспензии и двойную охлаждающую систему 414. Гидратообразующий теплообменник 406 и теплообменник 410 переохлаждения суспензии сконструированы, по существу, также, как ТОПС 14, показанный и описанный выше со ссылкой на фиг. 2. Следует понимать, однако, что ТОПС 406, 410 показаны скорее в качестве примера, а не в качестве ограничения, и другие альтернативно сконструированные ТОПС могут быть приспособлены специалистом в данной области техники для применения здесь, такие как ТОПС 114 на фиг. 7.
Гидратообразующий теплообменник 406 имеет вход 416 прохладной теплопереносящей среды, выход 418 прохладной теплопереносящей среды, вход 420 исходной текучей среды и многофазный выход 422. Многофазный сепаратор 408 имеет многофазный вход 424, выход 426 рецикла, выход 428 остаточного газа и выход 430 переохлажденной суспензии. Переохлаждающий теплообменник 410 имеет вход 432 холодной теплопереносящей среды, выход 434 холодной теплопереносящей среды, вход 436 рециркуляции суспензии и выход 438 суспензии. Двойная охлаждающая система 414 имеет высокотемпературную рабочую сторону, которая включает в себя вход 440 прохладной теплопереносящей среды, соединенный с выходом 418 прохладной теплопереносящей среды ТОПС 406, и выход 442 прохладной теплопереносящей среды, соединенный с входом 416 прохладной теплопереносящей среды ТОПС 406. Двойная охлаждающая система 414 имеет соответствующую низкотемпературную рабочую сторону, которая включает в себя вход 444 холодной теплопереносящей среды, соединенный с выходом 434 холодной теплопереносящей среды ТОПС 410, и выход 446 холодной теплопереносящей среды, соединенный с входом 432 холодной теплопереносящей среды ТОПС 410.
Вход 420 исходной текучей среды ТОПС 406 соединен с линией 448 исходной углеводородной текучей среды и линией 450 исходной водной текучей среды. Противоположный конец линии 448 исходной углеводородной текучей среды соединен с источником 452 исходной углеводородной текучей среды. Противоположный конец линии 450 исходной водной текучей среды соединен с источником 454 исходной водной текучей среды. Входной охладитель 402 и многофазный насос 404 последовательно поточно располагаются в линии 448 исходной углеводородной текучей среды. Выход 430 переохлажденной суспензии многофазного сепаратора 408 соединен с линией 456 переохлаждения суспензии. Насос 412 рециркуляции суспензии поточно расположен в линии 458 рециркуляции суспензии, и противоположный конец линии 456 переохлаждения суспензии соединен с линией 458 рециркуляции суспензии ниже по ходу от насоса 412 рециркуляции суспензии и выше по ходу от входа 436 рециркуляции суспензии.
Выход 438 суспензии ТОПС 410 соединяется с линией 460 выхода суспензии, и противоположный конец линии 460 выхода суспензии расщепляется на линию 458 рециркуляции суспензии и линию 462 загрузки суспензии. Линия 462 загрузки суспензии соединена с доком 464 загрузки суспензии, который вмещает транспортер 466 суспензии. Вентиль 468 контроля потока суспензии расположен в линии 462 загрузки суспензии. Выход 426 рецикла многофазного сепаратора 408 соединен с линией 470 рецикла. Противоположный конец линии 470 рецикла входит в линию 448 исходной углеводородной текучей сре
- 16 017722 ды ниже по ходу от входного охладителя 402 и выше по ходу от многофазного насоса 404. Вентиль 472 контроля потока рецикла расположен в линии 470 рецикла. Выход 428 остаточного газа многофазного сепаратора 408 соединен с линией 474 выхода газа. Вентиль 476 контроля потока газа расположен в линии 470 выхода газа.
Работа системы 400 образования суспензии гидрата инициируется переносом исходной углеводородной текучей среды из источника 452 исходной углеводородной текучей среды во входной охладитель 402 по линии 448 исходной углеводородной текучей среды. Исходная углеводородная текучая среда представляет собой текучую смесь углеводородной жидкости, такой как сырая нефть или конденсат природного газа, и углеводородного газа. Углеводородный газ может быть единственным чистым компонентом, таким как метан, который способен к образованию твердого гидрата газа, когда реагирует с водой в конкретных практических рабочих условиях давления и температуры ТОПС 406. Однако углеводородный газ, как правило, представляет собой смесь множества компонентов, таких как природный газ, по меньшей мере один из которых способен к образованию твердого гидрата газа, когда реагирует с водой в конкретных практических рабочих условиях давления и температуры ТОПС 406. Таким образом, влажный газ, такой как природный газ, является примером смеси углеводородной жидкости и углеводородного газа, которая может выступать в качестве исходной углеводородной текучей среды в настоящем способе.
Исходная углеводородная текучая среда предварительно охлаждается во входном охладителе 402 до входной температуры, которая предпочтительно приближается к окружающей температуре воздуха и воды, но не находится при или ниже максимальной температуры устойчивости гидрата исходной углеводородной текучей среды при выбранном давлении входа. Предварительно охлажденная, исходная углеводородная текучая среда направляется из входного охладителя 402 в многофазный насос 404 по линии 424 исходной углеводородной текучей среды, где она сжимается до входного давления в диапазоне приблизительно от 2200 до 10500 кПа и предпочтительно приблизительно от 6300 до 7700 кПа. Полученная исходная углеводородная текучая среда направляется на вход 420 исходной текучей среды ТОПС 406.
Исходная водная текучая среда, которая содержит воду, одновременно подается на вход 420 исходной текучей среды ТОПС 406 из источника 454 исходной водной текучей среды по линии 450 исходной водной текучей среды. Исходная водная текучая среда и исходная углеводородная текучая среда одновременно вводятся в дно ТОПС 406 через вход 420 исходной текучей среды, где углеводородная и водная текучие среды смешиваются, образуя двухфазную псевдоожижающую среду. Относительные скорости подачи исходной углеводородной текучей среды и исходной водной текучей среды в ТОПС 406 предпочтительно выбирают так, что массовое отношение воды к газу в полученной псевдоожижающей среде находится в диапазоне приблизительно от 4 до 8 в зависимости от композиции углеводородного газа в углеводородной текучей среде.
ТОПС 406 работает, по существу, таким же образом, как описано выше в отношении ТОПС 14. ТОПС 406 охлаждает псевдоожижающую смесь до гидратообразующей рабочей температуры с помощью прохладной теплопереносящей среды, которая циркулирует по траектории течения прохладной теплопереносящей среды в ТОПС 406, распространяющейся от входа 416 прохладной теплопереносящей среды до выхода 418 прохладной теплопереносящей среды. Гидратообразующая рабочая температура находится ниже максимальной температуры устойчивости гидрата псевдоожижающей среды при рабочем давлении ТОПС 406. Гидратообразующая рабочая температура ТОПС 406 обычно ниже приблизительно 10°С при рабочем давлении ТОПС 406. Таким образом, по меньшей мере часть гидратообразующего компонента в углеводородном газе реагирует по меньшей мере с частью воды в исходной водной среде псевдоожижающей среды в условиях ТОПС 406, образуя множество твердых частиц гидрата газа.
Твердые частицы гидрата газа суспензируются в оставшихся текучих компонентах двухфазной псевдоожижающей среды, образуя разбавленную суспензию ТОПС, которая альтернативно называется многофазной смесью. Многофазная смесь предпочтительно состоит из трех фаз, т.е. твердой фазы, жидкой фазы и газовой фазы. Твердая фаза включает в себя гидрат газа, образованный по реакции между гидратообразующим газовым компонентом и водой. Газовая фаза включает в себя любую часть гидратообразующего газового компонента из исходной углеводородной текучей среды, которая остается непрореагировавшей по какой-либо причине после образования гидрата газа. Газовая фаза также включает в себя любой негидратообразующий газовый компонент из исходной углеводородной текучей среды, который, по существу, не реагирует во время образования гидрата газа, так как условия ТОПС 406 находятся вне области Р-Т устойчивости гидрата данного конкретного газового компонента. Очевидно, что твердый гидрат газа существенно обогащен гидратообразующим газовым компонентом из исходной углеводородной текучей среды относительно газовой фазы, так как гидратообразующий газовый компонент из исходной углеводородной текучей среды предпочтительно превращается в твердый гидрат газа относительно негидратообразующего газового компонента из исходной углеводородной текучей среды, который находится вне области Р-Т устойчивости его гидрата.
Жидкая фаза включает в себя любую исходную водную текучую среду вне твердой фазы, т.е. любую фракцию исходной водной текучей среды, которая не прореагировала во время образования гидрата газа. Фракция исходной водной текучей среды в жидкой фазе называется оставшейся водной композици
- 17 017722 ей. Жидкая фаза также включает в себя углеводородную жидкость в исходной углеводородной текучей среде.
Многофазная смесь отводится из ТОПС 406 через многофазный выход 422 и переходит в многофазный сепаратор 408 через многофазный вход 424. Многофазный сепаратор 408 разделяет многофазную смесь. Многофазная смесь предпочтительно разделяется на два выходящих потока сепаратора, т. е. суспензию гидрата газа и многофазный рецикл. Многофазный рецикл представляет собой, по существу, всю газовую фазу из многофазной смеси и, по существу, всю или, по меньшей мере, часть исходной водной текучей среды в жидкой фазе многофазной смеси. Многофазный рецикл также может включать в себя часть углеводородной жидкости из многофазной смеси.
Альтернативно, многофазный сепаратор 408 разделяет многофазную смесь на три выходящих потока сепаратора, т.е. суспензию гидрата газа, многофазный рецикл и остаточный газ. Многофазный рецикл, по существу, такой же, как описано выше, за исключением того, что он не включает в себя всю газовую фазу из многофазной смеси. Остаточный газ содержит часть гидратообразующего и негидратообразующего газовых компонентов из исходной углеводородной текучей среды, которые остаются непрореагировавшими после образования гидрата газа.
В любом случае суспензия гидрата газа включает в себя часть или все твердые частицы гидрата газа и часть углеводородной жидкости, где твердые частицы гидрата газа суспензированы в углеводородной жидкости. Согласно одному варианту осуществления суспензия гидрата газа включает в себя, по существу, всю твердую фазу из многофазной смеси и оставшуюся часть жидкой фазы из многофазной смеси, не отделенную в многофазный рецикл. Таким образом, многофазный рецикл этого варианта осуществления, по существу, свободен от твердых частиц гидрата газа.
Согласно альтернативному варианту осуществления суспензия гидрата газа включает в себя большую часть, но не всю, твердой фазы из многофазной смеси и оставшуюся часть жидкой фазы из многофазной смеси, не отделенную в многофазный рецикл. Твердая фаза суспензии гидрата газа состоит, главным образом, из неагломерирующих больших частиц гидрата из твердой фазы многофазной смеси. Остальная твердая фаза многофазной смеси, которая не включена в суспензию гидрата газа, состоит, по существу, из меньших частиц гидрата, обычно в кристаллической форме. Меньшие частицы гидрата желательно остаются в многофазном рецикле, который возвращается в ТОПС 406 описанным ниже образом. Меньшие частицы гидрата преимущественно служат в качестве затравок, которые образуют ядро больших кристаллов, растущих внутри ТОПС 406.
Многофазный рецикл отводится из многофазного сепаратора 408 через выход 426 рецикла и возвращается в линию 448 исходной углеводородной текучей среды по линии 470 рецикла под контролем вентиля 472 контроля потока рецикла. Многофазный рецикл смешивается с исходной углеводородной текучей средой в линии 448 исходной углеводородной текучей среды и повторно сжимается в многофазном насосе 404 перед подачей в ТОПС 406 с исходной углеводородной текучей средой через вход 420 исходной текучей среды.
Остаточный газ, если есть, отводится из многофазного сепаратора 408 через выход 428 остаточного газа и линию 480 выхода газа. Вентиль 476 контроля потока газа предотвращает давление системы от подъема выше максимальной заданной величины путем удаления остаточного газа из системы 400 образования суспензии гидрата.
Суспензия гидрата газа поступает из многофазного сепаратора 408 через выход 430 переохлажденной суспензии и линию 456 переохлаждения суспензии в линию 458 рециркуляции суспензии. Суспензия гидрата газа подается в ТОПС 410 через линию 458 рециркуляции суспензии и вход 436 рециркуляции суспензии. ТОПС 410 переохлаждает суспензию гидрата газа с помощью холодной теплопереносящей среды, которая циркулирует по траектории потока холодной теплопереносящей среды в ТОПС 410, распространяясь от входа 432 холодной теплопереносящей среды до выхода 434 холодной теплопереносящей среды. Суспензия гидрата газа переохлаждается в ТОПС 410 до температуры переохлаждения в диапазоне приблизительно от -20 до -80°С. Любые твердые восковые или образующие твердые частицы компоненты, которые могли бы накапливаться на теплопереносящих поверхностях ТОПС 410 и загрязнять их при низкой температуре ТОПС 410, разбиваются и приводятся в неагрегированное состояние посредством действия разбивающей среды в ТОПС 410. Полученная переохлажденная суспензия гидрата газа отводится из ТОПС 410 через выход 430 суспензии. Часть переохлажденной суспензии гидрата газа подается в насос 412 рециркуляции суспензии по линии 460 выхода суспензии, которая возвращает переохлажденную суспензию гидрата газа в ТОПС 410 после смешения с суспензией гидрата газа из линии 456 переохлаждения суспензии. Скорость потока возвращенной переохлажденной суспензии гидрата газа, возвращаемой насосом 412 рециркуляции суспензии, поддерживается на величине, достаточной для псевдоожижения разбивающей среды внутри ТОПС 410.
Оставшаяся часть переохлажденной суспензии гидрата газа, которая не возвращается в ТОПС 410, направляется из линии 460 выхода суспензии в док 464 загрузки суспензии по линии 468 загрузки суспензии под контролем вентиля 468 контроля потока суспензии. Переохлажденная суспензия гидрата газа подвергается снижению давления до приблизительно окружающего давления и отводится из системы 400 в доке 464 загрузки суспензии. В частности, переохлажденная суспензия гидрата газа с пониженным
- 18 017722 давлением загружается на транспортер 466 суспензии по линии 462 загрузки суспензии. Несмотря на снижение давления переохлажденной суспензии гидрата газа, твердые частицы гидрата газа остаются квази-устойчивыми в суспензии благодаря этапу переохлаждения и тому факту, что разложение частиц гидрата газа потребует тепла, подаваемого физическим теплом самой суспензии, что приведет к дополнительному охлаждению суспензии. Транспортер 466 суспензии представляет собой изолированный резервуар для транспорта, такой как морской танкер, который предпочтительно транспортирует суспензию гидрата газа в желаемый разгрузочный терминал.
Во время работы системы 400 образования суспензии гидрата прохладная теплопереносящая среда входит в траекторию течения прохладной теплопереносящей среды ТОПС 406 через вход 416 прохладной теплопереносящей среды, циркулирует по траектории течения прохладной теплопереносящей среды ТОПС 406 и выпускается из ТОПС 406 в конце траектории течения прохладной теплопереносящей среды через выход 418 прохладной теплопереносящей среды. Выпущенная прохладная теплопереносящая среда находится при относительно высокой температуре выхода прохладной теплопереносящей среды. Выпущенная нагретая прохладная теплопереносящая среда направляется в непрерывной петле в высокотемпературную рабочую сторону двойной охлаждающей системы 414 через вход 440 прохладной теплопереносящей среды. Нагретая прохладная теплопереносящая среда охлаждается обратно до низкой температуры входа прохладной теплопереносящей среды в высокотемпературной рабочей стороне двойной охлаждающей системы 414 перед тем, как охлажденная прохладная теплопереносящая среда выпускается из охлаждающей системы 414 через выход 442 прохладной теплопереносящей среды и повторно вводится в ТОПС 406 через вход 416 прохладной теплопереносящей среды.
Холодная теплопереносящая среда аналогично входит в траекторию течения холодной теплопереносящей среды ТОПС 410 через вход 432 холодной теплопереносящей среды, циркулирует по траектории течения холодной теплопереносящей среды ТОПС 410 и выпускается из ТОПС 410 в конце траектории течения холодной теплопереносящей среды через выход 434 холодной теплопереносящей среды. Выпускаемая холодная теплопереносящая среда находится при относительно высокой температуре выхода холодной теплопереносящей среды. Выпускаемая холодная теплопереносящая среда направляется в непрерывной петле в низкотемпературную рабочую сторону охлаждающей системы 414 через вход 444 холодной теплопереносящей среды. Нагретая холодная теплопереносящая среда охлаждается обратно до низкой температуры входа холодной теплопереносящей среды в низкотемпературной рабочей стороне охлаждающей системы 414 перед выпуском холодной теплопереносящей среды из охлаждающей системы 414 через выход 446 холодной теплопереносящей среды и повторным введением холодной теплопереносящей среды в ТОПС 406 через вход 432 холодной теплопереносящей среды.
На фиг. 9 показана схематичная блок-схема системы разложения суспензии гидрата газа, в целом, обозначенной 500, которая применяется на газовом разгрузочном терминале при выполнении способа транспортировки газа настоящего изобретения. Система 500 разложения суспензии гидрата газа включает в себя насос 502 суспензии, входной нагреватель 504, сепаратор 506 высокого давления, узел 508 дегидратации, сепаратор 510 низкого давления и компрессор 512.
Входной нагреватель 504 имеет вход 514 суспензии и выход 516 смеси разложения. Сепаратор 506 высокого давления имеет вход 518 смеси разложения, выход 520 углеводородного газа, выход 522 водной текучей среды и выход 524 углеводородной жидкости. Сепаратор 510 низкого давления имеет вход 526 углеводородной жидкости, выход 528 углеводородного жидкого продукта и выход 530 углеводородного газа. Узел 508 дегидратации имеет вход 532 углеводородного газа и выход 534 углеводородного газового продукта.
Вход 514 суспензии входного нагревателя 504 соединен с линией 536 разгрузки суспензии. Противоположный конец линии 536 разгрузки суспензии соединен с опущенной трубой 538 разгрузки суспензии в доке разгрузки суспензии, который вмещает транспортер 436 суспензии. Насос 502 суспензии поточно расположен в линии 536 разгрузки суспензии. Выход 516 смеси разложения входного нагревателя 504 соединен с входом 518 смеси разложения сепаратора 506 высокого давления по линии 540 смеси разложения. Выход 520 углеводородного газа сепаратора 506 высокого давления соединяется с входом 532 углеводородного газа узла 508 дегидратации по линии 542 углеводородного газа. Выход 522 водной текучей среды сепаратора 506 высокого давления соединяется с линией 544 выпуска водной текучей среды, имеющей расположенный в ней вентиль 546 контроля потока водной текучей среды.
Выход 524 углеводородной жидкости сепаратора 506 высокого давления соединен с входом 526 углеводородной жидкости сепаратора 510 низкого давления по линии 548 углеводородной жидкости. Вентиль 550 контроля потока углеводородной жидкости расположен в линии 548 углеводородной жидкости. Выход 528 углеводородной жидкости сепаратора 510 низкого давления соединен с приемником 552 углеводородного жидкого продукта по линии 554 углеводородного жидкого продукта. Вентиль 556 контроля потока углеводородного жидкого продукта расположен в линии 554 углеводородного жидкого продукта. Выход 530 углеводородного газа сепаратора 510 низкого давления соединен с линией 558 возврата углеводородного газа. Противоположный конец линии 558 возврата углеводородного газа входит в линию 542 углеводородного газа. Компрессор 512 поточно расположен в линии 558 возврата углеводородного газа. Выход 534 углеводородного газового продукта узла 508 дегидратации соединен с приемни
- 19 017722 ком 560 углеводородного газового продукта по линии 562 углеводородного газового продукта. Вентиль 564 контроля потока углеводородного газового продукта расположен в линии 562 углеводородного газового продукта.
Работа системы 500 разложения суспензии гидрата инициируется разгрузкой суспензией гидрата газа в линию 536 разгрузки суспензии из транспортера 436 суспензии с помощью опущенной трубы 538 разгрузки суспензии в доке разгрузки суспензии. Характеристики разгружаемой суспензии гидрата газа описаны выше в отношении суспензии гидрата газа, загружаемой в транспортер 436 суспензии в доке 434 загрузки суспензии. Разгруженная суспензия гидрата газа в линии 536 разгрузки суспензии сжимается насосом 502 суспензии до выходного давления в диапазоне приблизительно от 800 до 10500 кПа, которое никогда не превышает рабочего давления газовой трубопроводной системы или другой системы распределения газа, в которую углеводородный газовый продукт будет в итоге подаваться.
Сжатая суспензия гидрата газа направляется во входной нагреватель 504 через линию 536 разгрузки суспензии и вход 514 суспензии. Входной нагреватель 504 представляет собой обычный теплообменник, который нагревает суспензию гидрата газа до температуры разложения выше максимальной температуры устойчивости гидрата твердых частиц гидрата газа в суспензии гидрата газа при рабочем давлении входного нагревателя 504. Входной нагреватель 504 обеспечивает достаточную скрытую теплоту к суспензии гидрата газа для разложения (т. е. плавления и диссоциации) в ней твердых частиц гидрата газа. Полученная смесь разложения из входного нагревателя 504 включает в себя углеводородную жидкость, углеводородный газ и водную текучую среду в жидком состоянии.
Смесь разложения направляется из входного нагревателя 504 в сепаратор 506 высокого давления через выход 516 смеси разложения, линию 540 смеси разложения и вход 518 смеси разложения. Углеводородный газ, углеводородная жидкость и водная жидкость смеси разложения отделяются друг от друга в сепараторе 506 высокого давления. Водная жидкость отводится из дна сепаратора 506 высокого давления, обычно для удаления, через выход 522 водной текучей среды и линию выпуска водной текучей среды под контролем вентиля 546 контроля потока водной текучей среды. Углеводородная жидкость направляется в сепаратор 510 низкого давления через выход 524 углеводородной жидкости, линию 548 углеводородной жидкости и вход 526 углеводородной жидкости под контролем вентиля 550 контроля потока углеводородной жидкости.
Углеводородная жидкость разряжается до низкого давления в сепараторе 510 низкого давления, обычно вызывая выделение дополнительных углеводородных газов и паров из углеводородной жидкости. Полученный углеводородный жидкий продукт направляется в приемник 552 углеводородного жидкого продукта через выход 528 углеводородного жидкого продукта и линию 554 углеводородного жидкого продукта. Приемник 552 углеводородного жидкого продукта предпочтительно представляет собой резервуар хранения, такой как бак хранения, где углеводородный жидкий продукт сохраняется для последующего использования и/или дальнейшей обработки.
Углеводородный газ направляется в виде свободной газовой фазы из сепаратора 506 высокого давления в узел 508 дегидратации через выход 520 углеводородного газа, линию 542 углеводородного газа и вход 532 углеводородного газа. Любой дополнительный углеводородный газ, отобранный из сепаратора 510 низкого давления в виде свободной газовой фазы, поступает в компрессор 512 через выход 530 углеводородного газа. Дополнительный углеводородный газ повторно сжимается в компрессоре 512 до рабочего давления сепаратора 506 высокого давления и направляется в линию 542 углеводородного газа через линию 558 возврата углеводородного газа, где дополнительный углеводородный газ смешивается с углеводородным газом из сепаратора 506 высокого давления в линии 542 углеводородного газа. Альтернативно, хотя это не показано, дополнительный углеводородный газ может отбираться из сепаратора низкого давления и отводиться из системы 500 разложения суспензии гидрата газа для использования в качестве топлива низкого давления.
Углеводородный газ из сепаратора 506 высокого давления и углеводородный газ из сепаратора 510 низкого давления, если есть, подается в узел 508 дегидратации через линию 542 углеводородного газа и вход 532 углеводородного газа. Узел 508 дегидратации удаляет любую остаточную воду, оставшуюся в углеводородном газе, с получением углеводородного газового продукта. Углеводородный газовый продукт подается в приемник 560 углеводородного газового продукта через выход 534 углеводородного газового продукта и линию 562 углеводородного газового продукта под контролем вентиля 564 контроля потока углеводородного газового продукта. Приемник 560 углеводородного газового продукта предпочтительно представляет собой газовую трубопроводную систему или другую систему распределения газа.
Из вышеприведенного описания работы системы 500 разложения суспензии гидрата газа ясно, что настоящий способ существенно снижает дорогостоящие требования сжатия газа для подачи углеводородного газового продукта в газовую трубопроводную систему высокого давления или другую систему распределения газа.
Хотя были описаны и показаны вышеприведенные предпочтительные варианты осуществления данного изобретения, понятно, что альтернативы и модификации, такие как предложенные и другие, могут быть сделаны и попадают в объем данного изобретения.
Claims (10)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ разделения газа, в котором объединяют исходную водную жидкость, которая включает в себя воду, и исходную газовую смесь, которая включает в себя первый газ, имеющий первую область Р-Т устойчивости гидрата, и второй газ, имеющий вторую область Р-Т устойчивости гидрата, отличающуюся от упомянутой первой области Р-Т устойчивости гидрата, для образования двухфазной псевдоожижаемой смеси, содержащей упомянутую воду, упомянутый первый газ и упомянутый второй газ;пропускают упомянутую двухфазную псевдоожижаемую смесь вверх сквозь теплообменник с псевдоожиженным слоем для образования псевдоожиженного слоя при рабочем давлении, где упомянутый псевдоожиженный слой имеет верх и низ и включает упомянутую воду, упомянутый первый газ и упомянутый второй газ;охлаждают упомянутый псевдоожиженный слой до рабочей температуры путем приведения в контакт с более холодной теплопереносящей поверхностью в упомянутом теплообменнике с псевдоожиженным слоем, где упомянутое рабочее давление и рабочая температура находятся вне упомянутой первой области Р-Т устойчивости гидрата и внутри упомянутой второй области Р-Т устойчивости гидрата;образуют твердый гидрат газа, находящийся в контакте с упомянутым вторым газом, в теплообменнике с псевдоожиженным слоем при упомянутом рабочем давлении и рабочей температуре по меньшей мере из части упомянутого второго газа и по меньшей мере части упомянутой воды, при этом упомянутый первый газ не входит в состав упомянутого твердого гидрата газа, причем упомянутый первый газ остается в газообразном состоянии отделенным от упомянутого твердого гидрата газа;выпускают упомянутый гидрат газа из упомянутого верха упомянутого псевдоожиженного слоя и отделяют упомянутый гидрат газа, содержащий упомянутый второй газ, от упомянутого первого газа.
- 2. Способ разделения газа по п.1, где упомянутый первый газ представляет собой чистый первый газовый компонент и упомянутая первая область Р-Т устойчивости гидрата представляет собой область Р-Т устойчивости гидрата чистого первого компонента.
- 3. Способ разделения газа по п.1, где упомянутый второй газ представляет собой чистый второй газовый компонент и упомянутая вторая область Р-Т устойчивости гидрата представляет собой область Р-Т устойчивости гидрата чистого второго компонента.
- 4. Способ разделения газа по п.1, где упомянутый первый газ представляет собой смесь газовых компонентов, включающую в себя два или более чистых газовых компонента, и упомянутая первая область Р-Т устойчивости гидрата представляет собой область Р-Т устойчивости гидрата смеси компонентов.
- 5. Способ разделения газа по п.1, где упомянутый второй газ представляет собой смесь газовых компонентов, включающую в себя два или более чистых газовых компонента, и упомянутая вторая область Р-Т устойчивости гидрата представляет собой область Р-Т устойчивости гидрата смеси компонентов.
- 6. Способ разделения газа по п.1, где упомянутый первый газ представляет собой водород, а упомянутый второй газ представляет собой диоксид углерода.
- 7. Способ разделения газа по п.1, где упомянутый первый газ представляет собой метан, а упомянутый второй газ представляет собой диоксид углерода.
- 8. Способ разделения газа по п.1, дополнительно содержащий стадию, на которой помещают упомянутый гидрат газа в теплопроводящее сообщение с упомянутой исходной газовой смесью для поглощения скрытой теплоты образования гидрата, таким образом разлагая упомянутый гидрат газа для высвобождения упомянутого второго газа в газообразном состоянии.
- 9. Способ разделения газа, в котором образуют двухфазную псевдоожижаемую смесь, содержащую исходную водную жидкость и исходную газовую смесь, включающую в себя первый газ, имеющий первую область Р-Т устойчивости гидрата, и второй газ, имеющий вторую область Р-Т устойчивости гидрата, отличающуюся от упомянутой первой области Р-Т устойчивости гидрата;вводят инертную твердую измельченную среду в упомянутую двухфазную псевдоожижаемую смесь;пропускают упомянутую двухфазную псевдоожижаемую смесь и упомянутую инертную твердую измельченную среду вверх сквозь теплообменник с псевдоожиженным слоем для образования псевдоожиженного слоя при рабочем давлении, где упомянутый псевдоожиженный слой имеет верх и низ и включает в себя упомянутую твердую измельченную среду, упомянутую исходную водную жидкость и исходную газовую смесь;охлаждают упомянутый псевдоожиженный слой при контакте с упомянутой теплопереносящей поверхностью в упомянутом теплообменнике с псевдоожиженным слоем до рабочей температуры, где упомянутое рабочее давление и рабочая температура находятся вне упомянутой первой области Р-Т устойчивости гидрата и внутри упомянутой второй области Р-Т устойчивости гидрата;преобразуют по меньшей мере часть упомянутого второго газа и по меньшей мере часть упомяну- 21 017722 той исходной водной жидкости во множество частиц твердого гидрата газа, содержащих упомянутый второй газ, в упомянутом теплообменнике с псевдоожиженным слоем;образуют суспензию гидрата газа, содержащую упомянутое множество частиц гидрата газа и часть упомянутой исходной водной жидкости;выпускают упомянутую суспензию гидрата газа и упомянутый первый газ из упомянутого верха упомянутого псевдоожиженного слоя и отделяют упомянутую суспензию гидрата газа от упомянутого первого газа.
- 10. Способ транспортировки газа, в котором образуют двухфазную псевдоожижаемую смесь, содержащую водную жидкость, углеводородную жидкость и углеводородный газ, имеющий некоторую область Р-Т устойчивости гидрата;пропускают упомянутую двухфазную псевдоожижаемую смесь и введенную в нее инертную твердую измельченную среду вверх сквозь теплообменник с псевдоожиженным слоем для образования псевдоожиженного слоя при рабочем давлении, где упомянутый псевдоожиженный слой имеет верх и низ и включает в себя упомянутую твердую измельченную среду, упомянутую исходную водную жидкость, исходную углеводородную жидкость и исходный углеводородный газ;охлаждают упомянутый псевдоожиженный слой при контакте с упомянутой теплопереносящей поверхностью в упомянутом теплообменнике с псевдоожиженным слоем до рабочей температуры, где упомянутое рабочее давление и рабочая температура находятся внутри упомянутой области Р-Т устойчивости гидрата;преобразуют по меньшей мере часть упомянутого углеводородного газа и по меньшей мере часть упомянутой исходной водной жидкости во множество частиц твердого гидрата газа, находящегося в контакте с упомянутым углеводородным газом в упомянутом теплообменнике с псевдоожиженным слоем;образуют суспензию гидрата газа, содержащую упомянутое множество частиц гидрата газа, часть упомянутой водной жидкости и углеводородную жидкость;выпускают упомянутую суспензию гидрата газа из упомянутого верха упомянутого псевдоожиженного слоя;транспортируют упомянутую суспензию гидрата газа в место выгрузки газа;в упомянутом месте выгрузки газа разлагают упомянутую суспензию гидрата газа по меньшей мере на часть упомянутой водной жидкости, упомянутой углеводородной жидкости и упомянутого углеводородного газа и отделяют упомянутую водную жидкость, упомянутую углеводородную жидкость и упомянутый углеводородный газ друг от друга.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/904,307 US20080072495A1 (en) | 1999-12-30 | 2007-09-25 | Hydrate formation for gas separation or transport |
| PCT/US2008/077376 WO2009042593A1 (en) | 2007-09-25 | 2008-09-23 | Hydrate formation for gas separation or transport |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201070397A1 EA201070397A1 (ru) | 2010-10-29 |
| EA017722B1 true EA017722B1 (ru) | 2013-02-28 |
Family
ID=39223403
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201070397A EA017722B1 (ru) | 2007-09-25 | 2008-09-23 | Образование гидрата для разделения или транспортировки газа |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (3) | US20080072495A1 (ru) |
| JP (1) | JP2010540229A (ru) |
| AU (1) | AU2008304578B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0817994A2 (ru) |
| CA (1) | CA2696390C (ru) |
| EA (1) | EA017722B1 (ru) |
| EG (1) | EG26341A (ru) |
| GB (1) | GB2465958B (ru) |
| NO (1) | NO20100562L (ru) |
| WO (1) | WO2009042593A1 (ru) |
Families Citing this family (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8119078B2 (en) * | 2007-09-17 | 2012-02-21 | Mississippi State University | System for stabilizing gas hydrates at low pressures |
| US20090260287A1 (en) * | 2008-02-29 | 2009-10-22 | Greatpoint Energy, Inc. | Process and Apparatus for the Separation of Methane from a Gas Stream |
| IT1391172B1 (it) * | 2008-08-14 | 2011-11-18 | Univ Roma | Processo per la purificazione-addolcimento del gas naturale tramite dissociazione controllata degli idrati e uso degli stessi come separatori. |
| US8334418B2 (en) * | 2008-11-05 | 2012-12-18 | Water Generating Systems LLC | Accelerated hydrate formation and dissociation |
| JP2011173744A (ja) * | 2010-02-23 | 2011-09-08 | Jfe Engineering Corp | 二酸化炭素分離装置及び二酸化炭素分離方法 |
| EA024753B1 (ru) * | 2010-03-15 | 2016-10-31 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Система и способ для ингибирования коррозии |
| WO2011118405A1 (ja) * | 2010-03-26 | 2011-09-29 | 三井造船株式会社 | 二酸化炭素の分離装置及び二酸化炭素の分離方法 |
| WO2012058089A2 (en) | 2010-10-28 | 2012-05-03 | Conocophillips Company | Reservoir pressure testing to determine hydrate composition |
| US9352270B2 (en) | 2011-04-11 | 2016-05-31 | ADA-ES, Inc. | Fluidized bed and method and system for gas component capture |
| JP2014018776A (ja) * | 2012-07-23 | 2014-02-03 | Mitsui Eng & Shipbuild Co Ltd | 二酸化炭素分離システムおよび二酸化炭素分離方法 |
| IN2015DN02082A (ru) | 2012-09-20 | 2015-08-14 | Ada Es Inc | |
| KR101388900B1 (ko) | 2012-11-22 | 2014-04-23 | 에스티엑스조선해양 주식회사 | 수화물 제조를 위한 연속 제조 장치 및 그 방법 |
| US9725990B2 (en) | 2013-09-11 | 2017-08-08 | Baker Hughes Incorporated | Multi-layered wellbore completion for methane hydrate production |
| US10596516B2 (en) * | 2016-03-29 | 2020-03-24 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | System and method of recovering carbon dioxide from a stream of gas |
| CN106807172A (zh) * | 2017-01-19 | 2017-06-09 | 侯思明 | 一种利用阴离子水杀菌、除雾霾、沙尘和二氧化碳的方法 |
| US10464872B1 (en) | 2018-07-31 | 2019-11-05 | Greatpoint Energy, Inc. | Catalytic gasification to produce methanol |
| US10344231B1 (en) | 2018-10-26 | 2019-07-09 | Greatpoint Energy, Inc. | Hydromethanation of a carbonaceous feedstock with improved carbon utilization |
| US10435637B1 (en) | 2018-12-18 | 2019-10-08 | Greatpoint Energy, Inc. | Hydromethanation of a carbonaceous feedstock with improved carbon utilization and power generation |
| US10618818B1 (en) | 2019-03-22 | 2020-04-14 | Sure Champion Investment Limited | Catalytic gasification to produce ammonia and urea |
| CN110090543B (zh) * | 2019-04-03 | 2021-11-09 | 华南理工大学 | 一种利用流化床实现连续分离ch4/co2的方法 |
| CN113117503B (zh) * | 2019-12-31 | 2023-04-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种节能型水合物法分离混合气的系统及方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1993001153A1 (en) * | 1990-01-29 | 1993-01-21 | Jon Steinar Gudmundsson | Method for production of gas hydrates for transportation and storage |
| US5873262A (en) * | 1997-06-30 | 1999-02-23 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Desalination through methane hydrate |
| US20020155047A1 (en) * | 2000-06-26 | 2002-10-24 | Max Michael David | Controlled cooling of input water by dissociation of hydrate in an artifically pressurized assisted desalination fractionation apparatus |
| US20040162452A1 (en) * | 1999-12-30 | 2004-08-19 | Waycuilis John J. | Stabilizing petroleum liquids for storage or transport |
| US6978837B2 (en) * | 2003-11-13 | 2005-12-27 | Yemington Charles R | Production of natural gas from hydrates |
Family Cites Families (47)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2399723A (en) * | 1941-06-28 | 1946-05-07 | Kellogg M W Co | Gas hydration |
| US2375560A (en) * | 1941-10-27 | 1945-05-08 | Fluor Corp | Treatment of gases |
| US2475255A (en) * | 1944-03-17 | 1949-07-05 | Standard Oil Dev Co | Method of drying gases |
| US3514274A (en) * | 1965-02-18 | 1970-05-26 | Exxon Research Engineering Co | Transportation of natural gas as a hydrate |
| NL170888C (nl) * | 1973-11-30 | 1983-01-03 | Ir Gustav Adolf Pieper | Warmtewisselaar. |
| NL7703939A (nl) * | 1977-04-12 | 1978-10-16 | Esmil Bv | Werkwijze en inrichting voor het uitwisselen van warmte. |
| NL8102308A (nl) * | 1981-05-12 | 1982-12-01 | Esmil Bv | Inrichting voor het bedrijven van fysische en/of chemische processen in het bijzonder een warmtewisselaar. |
| JP3095491B2 (ja) * | 1991-12-02 | 2000-10-03 | 中部電力株式会社 | 炭酸ガスクラスレート生成方法 |
| FR2691503B1 (fr) * | 1992-05-20 | 1997-07-25 | Inst Francais Du Petrole | Procede pour le traitement et le transport d'un gaz naturel sortant d'un puits de gaz. |
| US5397553A (en) * | 1992-10-05 | 1995-03-14 | Electric Power Research Institute, Inc. | Method and apparatus for sequestering carbon dioxide in the deep ocean or aquifers |
| US5434330A (en) * | 1993-06-23 | 1995-07-18 | Hnatow; Miguel A. | Process and apparatus for separation of constituents of gases using gas hydrates |
| US5473904A (en) * | 1993-11-12 | 1995-12-12 | New Mexico Tech Research Foundation | Method and apparatus for generating, transporting and dissociating gas hydrates |
| US5536893A (en) * | 1994-01-07 | 1996-07-16 | Gudmundsson; Jon S. | Method for production of gas hydrates for transportation and storage |
| NO952241D0 (no) * | 1995-06-07 | 1995-06-07 | Jon Steinar Gudmundsson | Framgangsmåte for transport og lagring av olje og gass |
| US5660603A (en) * | 1995-09-05 | 1997-08-26 | International Process Services, Inc. | Process for separating selected components from multi-component natural gas streams |
| US5819555A (en) * | 1995-09-08 | 1998-10-13 | Engdahl; Gerald | Removal of carbon dioxide from a feed stream by carbon dioxide solids separation |
| US6313361B1 (en) * | 1996-02-13 | 2001-11-06 | Marathon Oil Company | Formation of a stable wax slurry from a Fischer-Tropsch reactor effluent |
| US6106595A (en) * | 1996-04-30 | 2000-08-22 | Spencer; Dwain F. | Methods of selectively separating CO2 from a multicomponent gaseous stream |
| US5700311A (en) * | 1996-04-30 | 1997-12-23 | Spencer; Dwain F. | Methods of selectively separating CO2 from a multicomponent gaseous stream |
| US6028234A (en) * | 1996-12-17 | 2000-02-22 | Mobil Oil Corporation | Process for making gas hydrates |
| US6029686A (en) * | 1997-05-07 | 2000-02-29 | Pirkle; Fred L. | Thermally responsive valve |
| US6180843B1 (en) * | 1997-10-14 | 2001-01-30 | Mobil Oil Corporation | Method for producing gas hydrates utilizing a fluidized bed |
| US6082118A (en) * | 1998-07-07 | 2000-07-04 | Mobil Oil Corporation | Storage and transport of gas hydrates as a slurry suspenion under metastable conditions |
| WO2000010691A1 (en) * | 1998-08-18 | 2000-03-02 | United States Department Of Energy | Method and apparatus for extracting and sequestering carbon dioxide |
| US6245955B1 (en) * | 1998-09-01 | 2001-06-12 | Shell Oil Company | Method for the sub-sea separation of hydrocarbon liquids from water and gases |
| JP2000107549A (ja) * | 1998-10-05 | 2000-04-18 | Osaka Gas Co Ltd | 希ガスの分離方法 |
| DE60043327D1 (de) * | 1999-07-29 | 2009-12-31 | Nat Inst Of Advanced Ind Scien | Verfahren und Vorrichtung zur Abscheidung und Rückgewinnung von Kohlendioxid aus Verbrennungsabgasen |
| KR100455839B1 (ko) * | 1999-11-26 | 2004-11-06 | 제이에프이 엔지니어링 가부시키가이샤 | 수화물계 축열재 및 그 제조방법, 수화물계 축열재를 이용한 축열장치, 그리고 수화물계 냉열수송매체 |
| US6350928B1 (en) * | 1999-12-30 | 2002-02-26 | Marathon Oil Company | Production of a gas hydrate slurry using a fluidized bed heat exchanger |
| US6703534B2 (en) * | 1999-12-30 | 2004-03-09 | Marathon Oil Company | Transport of a wet gas through a subsea pipeline |
| US6352576B1 (en) * | 2000-03-30 | 2002-03-05 | The Regents Of The University Of California | Methods of selectively separating CO2 from a multicomponent gaseous stream using CO2 hydrate promoters |
| KR100347092B1 (ko) * | 2000-06-08 | 2002-07-31 | 한국과학기술원 | 하이드레이트 촉진제를 이용한 혼합가스의 분리방법 |
| JP3646157B2 (ja) * | 2000-06-08 | 2005-05-11 | 独立行政法人産業技術総合研究所 | 二酸化炭素ハイドレートの生産方法 |
| AUPR216700A0 (en) * | 2000-12-19 | 2001-01-25 | Woodside Energy Limited | Method for separation of non-hydrocarbon gases from hydrocarbon gases |
| JP2003041273A (ja) * | 2001-07-27 | 2003-02-13 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 天然ガスハイドレートの生成方法および生成システム |
| EP1510763B1 (en) * | 2002-05-31 | 2012-02-01 | JFE Engineering Corporation | Apparatus for producing hydrate slurry |
| US6733573B2 (en) * | 2002-09-27 | 2004-05-11 | General Electric Company | Catalyst allowing conversion of natural gas hydrate and liquid CO2 to CO2 hydrate and natural gas |
| US6797039B2 (en) * | 2002-12-27 | 2004-09-28 | Dwain F. Spencer | Methods and systems for selectively separating CO2 from a multicomponent gaseous stream |
| PT1473071E (pt) * | 2003-04-30 | 2008-03-11 | Air Prod & Chem | Método e sistema para purificar gases de exaustão |
| US6946017B2 (en) * | 2003-12-04 | 2005-09-20 | Gas Technology Institute | Process for separating carbon dioxide and methane |
| US20050121200A1 (en) * | 2003-12-04 | 2005-06-09 | Alwarappa Sivaraman | Process to sequester CO2 in natural gas hydrate fields and simultaneously recover methane |
| JP4638679B2 (ja) * | 2004-03-15 | 2011-02-23 | 三井造船株式会社 | ガスハイドレート製造装置 |
| US7128777B2 (en) * | 2004-06-15 | 2006-10-31 | Spencer Dwain F | Methods and systems for selectively separating CO2 from a multicomponent gaseous stream to produce a high pressure CO2 product |
| US7222673B2 (en) * | 2004-09-23 | 2007-05-29 | Conocophilips Company | Production of free gas by gas hydrate conversion |
| JP2006206635A (ja) * | 2005-01-25 | 2006-08-10 | Jfe Engineering Kk | メタン分離精製方法およびメタン分離精製装置 |
| US7781627B2 (en) * | 2006-02-27 | 2010-08-24 | Sungil Co., Ltd. (SIM) | System and method for forming gas hydrates |
| US20090260362A1 (en) * | 2006-04-14 | 2009-10-22 | Mitsui Engineering & Shipbuilding Co., Ltd. | Method of Decomposing Gas Hydrate, and Apparatus Therefor, in Gas Turbine Combined Power Generation System |
-
2007
- 2007-09-25 US US11/904,307 patent/US20080072495A1/en not_active Abandoned
-
2008
- 2008-09-23 CA CA2696390A patent/CA2696390C/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-09-23 GB GB1006619.9A patent/GB2465958B/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-09-23 AU AU2008304578A patent/AU2008304578B2/en not_active Ceased
- 2008-09-23 JP JP2010527080A patent/JP2010540229A/ja active Pending
- 2008-09-23 WO PCT/US2008/077376 patent/WO2009042593A1/en active Application Filing
- 2008-09-23 BR BRPI0817994 patent/BRPI0817994A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2008-09-23 EA EA201070397A patent/EA017722B1/ru not_active IP Right Cessation
-
2010
- 2010-02-23 EG EG2010030467A patent/EG26341A/en active
- 2010-04-19 NO NO20100562A patent/NO20100562L/no not_active Application Discontinuation
-
2011
- 2011-02-08 US US13/023,472 patent/US20110123432A1/en not_active Abandoned
- 2011-11-09 US US13/292,197 patent/US20120047944A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1993001153A1 (en) * | 1990-01-29 | 1993-01-21 | Jon Steinar Gudmundsson | Method for production of gas hydrates for transportation and storage |
| US5873262A (en) * | 1997-06-30 | 1999-02-23 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Desalination through methane hydrate |
| US20040162452A1 (en) * | 1999-12-30 | 2004-08-19 | Waycuilis John J. | Stabilizing petroleum liquids for storage or transport |
| US20020155047A1 (en) * | 2000-06-26 | 2002-10-24 | Max Michael David | Controlled cooling of input water by dissociation of hydrate in an artifically pressurized assisted desalination fractionation apparatus |
| US6978837B2 (en) * | 2003-11-13 | 2005-12-27 | Yemington Charles R | Production of natural gas from hydrates |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20080072495A1 (en) | 2008-03-27 |
| JP2010540229A (ja) | 2010-12-24 |
| WO2009042593A1 (en) | 2009-04-02 |
| US20110123432A1 (en) | 2011-05-26 |
| BRPI0817994A2 (pt) | 2015-04-14 |
| CA2696390A1 (en) | 2009-04-02 |
| GB2465958B (en) | 2013-01-23 |
| GB201006619D0 (en) | 2010-06-02 |
| AU2008304578A1 (en) | 2009-04-02 |
| AU2008304578B2 (en) | 2012-12-20 |
| EG26341A (en) | 2013-08-19 |
| NO20100562L (no) | 2010-06-21 |
| CA2696390C (en) | 2013-09-17 |
| GB2465958A (en) | 2010-06-09 |
| EA201070397A1 (ru) | 2010-10-29 |
| US20120047944A1 (en) | 2012-03-01 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA017722B1 (ru) | Образование гидрата для разделения или транспортировки газа | |
| TW434219B (en) | Method for producing gas hydrates | |
| ES2388902T3 (es) | Método para retirar dióxido de carbono de gas de síntesis | |
| US6245955B1 (en) | Method for the sub-sea separation of hydrocarbon liquids from water and gases | |
| EA002732B1 (ru) | Получение газогидратной взвеси с помощью теплообменника с ожиженным слоем | |
| US20210214626A1 (en) | Method and System for Extracting Methane Gas, Converting it to Clathrates, and Transporting it for Use | |
| US8221528B2 (en) | Methods for applying microchannels to separate gases using liquid absorbents, especially ionic liquid (IL) absorbents | |
| JP2008506620A (ja) | 二酸化炭素の液化法及び装置 | |
| WO2017088753A1 (zh) | 一种制造煤层气水合物的方法 | |
| US20080236117A1 (en) | Equipment for pressurized adsorption and liquification of carbon dioxide from boiler flue gas for oil recovery by well injection | |
| JPH11319805A (ja) | ガスハイドレートを利用した混合ガスの分離および海水の淡水化方法 | |
| MXPA01009597A (es) | Formacion, procesamiento, transportes y almacenamiento de hidratos. | |
| Dawe | Hydrate technology for transporting natural gas | |
| CN100415698C (zh) | 一种连续制备固体天然气的方法 | |
| CN210048683U (zh) | 一种从混合气中回收乙烷的系统 | |
| AU2021261248A1 (en) | Method and system for extracting methane gas, converting the gas to clathrates, and transporting the gas for use | |
| CN102348783A (zh) | 催化剂分离系统 | |
| JP5791474B2 (ja) | 天然ガスからの重質炭化水素分離回収方法及びその装置 | |
| WO2023031782A1 (en) | Technological line for the separation of methane from a mixture of gases discharged from a coal mine and a method for the separation of methane from a mixture of gases discharged from a hard coal mine | |
| Hashemi | Carbon dioxide hydrate formation in a three-phase slurry bubble column | |
| AU2015202653A1 (en) | Method for hydrocarbon removal and recovery from drill cuttings | |
| JP2005171049A (ja) | ハイドレート供給装置及びハイドレート再ガス化システム |
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 RU |