EA023729B1 - Способ очистки сырьевого газа от кислых компонентов - Google Patents

Способ очистки сырьевого газа от кислых компонентов Download PDF

Info

Publication number
EA023729B1
EA023729B1 EA201270496A EA201270496A EA023729B1 EA 023729 B1 EA023729 B1 EA 023729B1 EA 201270496 A EA201270496 A EA 201270496A EA 201270496 A EA201270496 A EA 201270496A EA 023729 B1 EA023729 B1 EA 023729B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
stream
saturated
enriched
layer
molecular sieves
Prior art date
Application number
EA201270496A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201270496A1 (ru
Inventor
Джон Мэк
Ричард Б. Нилсен
Original Assignee
Флуор Текнолоджиз Корпорейшн
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Флуор Текнолоджиз Корпорейшн filed Critical Флуор Текнолоджиз Корпорейшн
Publication of EA201270496A1 publication Critical patent/EA201270496A1/ru
Publication of EA023729B1 publication Critical patent/EA023729B1/ru

Links

Classifications

    • 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
    • B01D53/02—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 adsorption, e.g. preparative gas chromatography
    • B01D53/04—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 adsorption, e.g. preparative gas chromatography with stationary adsorbents
    • B01D53/0462—Temperature swing adsorption
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1462—Removing mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1475—Removing carbon dioxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • C10L3/103—Sulfur containing contaminants
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • C10L3/104—Carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/202—Alcohols or their derivatives
    • B01D2252/2023—Glycols, diols or their derivatives
    • B01D2252/2026—Polyethylene glycol, ethers or esters thereof, e.g. Selexol
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20436—Cyclic amines
    • B01D2252/20447—Cyclic amines containing a piperazine-ring
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20436—Cyclic amines
    • B01D2252/20468—Cyclic amines containing a pyrrolidone-ring
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2253/00—Adsorbents used in seperation treatment of gases and vapours
    • B01D2253/10—Inorganic adsorbents
    • B01D2253/106—Silica or silicates
    • B01D2253/108—Zeolites
    • 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
    • B01D2256/22—Carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/304—Hydrogen sulfide
    • 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
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/70—Organic compounds not provided for in groups B01D2257/00 - B01D2257/602
    • B01D2257/702—Hydrocarbons
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2259/00—Type of treatment
    • B01D2259/40—Further details for adsorption processes and devices
    • B01D2259/40083—Regeneration of adsorbents in processes other than pressure or temperature swing adsorption
    • B01D2259/40086—Regeneration of adsorbents in processes other than pressure or temperature swing adsorption by using a purge gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/54—Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C10L2290/544—Extraction for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Industrial Gases (AREA)
  • Separation Of Gases By Adsorption (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)

Abstract

Кислый газ удаляют из сырьевого газа в абсорбере, в котором образуется обработанный сырьевой газ и насыщенный растворитель. Обработанный газ пропускают через поглощающий HS слой, поглощающий HS слой регенерируют при помощи обедненного HS кислого газа, испарившегося из насыщенного растворителя. Наиболее предпочтительно отходящий с регенерированного слоя газ нагнетают в пласт.

Description

Настоящая заявка притязает на приоритет по отношению к предварительной заявке на патент США № 61/246896, поданной 29 сентября 2009 г., того же заявителя.
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к удалению кислых газов из сырьевого газа, в частности, к удалению кислого газа из газов высокого давления с высоким содержанием СО2 и Н2§ и производству соответствующего требованиям транспортировки по трубопроводу газа и потока концентрированного СО2 для обратного нагнетания.
Уровень техники
Поскольку имеющиеся месторождения природного газа с низким содержанием серы истощаются, чтобы удовлетворять требования по добыче, разрабатывают все больше месторождений высокосернистого газа. Для удаления кислых газов из этих месторождений и особенно из газа высокосернистых месторождений необходимы существенные капитальные вложения, а также расходы по эксплуатации. Хотя эти установки должны работать экономично, они также должны отвечать требованиям по трубопроводной транспортировке газа в условиях ужесточения требований по энергоэффективности и выбросам в атмосферу. Эти проблемы усложняются тем, что содержание кислых газов в таких газовых месторождениях со временем увеличивается, и часто обычные установки по удалению кислого газа становятся неэффективными и непригодными для производства продукта, удовлетворяющего текущим требованиям потребителей по трубопроводной транспортировке газа.
Кислые газы можно удалить при помощи обычного процесса аминовой очистки, однако этот способ обычно нерентабелен, поскольку циркуляцию аминового растворителя нужно увеличивать пропорционально содержанию кислого газа в сырьевом газе, из-за чего увеличивается паровая нагрузка при регенерации растворителя и, следовательно, выброс парниковых газов. Кроме того, также существует верхний предел насыщения кислыми газами (величина которого выражается как количество молей кислых газов на моль амина), зависящий преимущественно от химического равновесия между амином и кислыми газами. Для преодоления по меньшей мере некоторых из этих проблем можно использовать физические растворители, которые подчиняются закону Генри, в соответствии с которым насыщение растворителя кислым газом увеличивается с увеличением содержания и парциального давления кислого газа. Таким образом, по меньшей мере теоретически абсорбция кислых газов физическими растворителями является сравнительно подходящим вариантом для месторождений высокосернистого газа. Регенерация физического растворителя может быть осуществлена, по меньшей мере до некоторой степени, путем мгновенного испарения, для которого не требуется нагревания, благодаря чему уменьшаются выбросы парниковых газов. К сожалению, без нагрева извне физические растворители могут быть регенерированы лишь частично, и, следовательно, часто они непригодны для обработки высокосернистых газов с целью получения продукта, отвечающего требованиям трубопроводной транспортировки (например, 1 мол.% СО2, 4 об. ч./млн Н2§). Например, когда для обработки сырьевого газа с высоким содержанием Н2§ (например, > 100 об. ч./млн) применяют обычные способы с использованием физических растворителей, при этом, как правило, превышается предел по содержанию Н2§ в обработанном газе. Для повышения качества газа может быть использован улавливающий серу слой, предназначенный для поглощения Н2§ из сырьевого газа или продукта. Однако это временное решение, и в большинстве случаев необходимо наличие установки по извлечению серы. Кроме того, обезвреживание и обработка использованных загрязненных серой слоев часто неприемлема с экологической точки зрения.
Таким образом, хотя известны различные устройства и способы удаления кислых газов из сырьевого газа, всем или большинству из них свойственен один или несколько недостатков. Помимо всего прочего, содержание Н2§ в прошедшем обработку газе часто высокое, и использование физического растворителя без подвода тепла непригодно для получения прошедшего обработку газа, отвечающего требованиям транспортировки по трубопроводу. Следовательно, все еще существует потребность в создании усовершенствованных способов и схем процессов для удаления кислых газов.
Сущность изобретения
Объектом настоящего изобретения являются устройства, схемы процессов и способы удаления кислых газов из сырьевого газа, в которых использован процесс абсорбции физическим растворителем с целью получения обработанного газа и обогащенного СО2 потока. Н2§ удаляют из обработанного газа при помощи одного или нескольких молекулярных сит, которые затем регенерируют обогащенным СО2 потоком, получая, таким образом, продукт обогащенный Н2§ поток СО2, который предпочтительно обезвоживают и используют для обратного нагнетания.
В особенно предпочтительных аспектах объекта настоящего изобретения способ обработки содержащего СО2 и Н2§ сырьевого газа включает одну стадию удаления СО2 из сырьевого газа в абсорбере с использованием отпаренного регенерированного физического растворителя с получением обработанного газа и насыщенного растворителя. На другой стадии из обработанного газа удаляют Н2§ при помощи слоя молекулярных сит и получают насыщенный Н2§ слой молекулярных сит, на еще одной стадии насыщенный растворитель подвергают мгновенному испарению, получая отпаренный регенерированный растворитель, который снова подают в абсорбер, и обогащенный СО2 поток. Насыщенные Н2§ молеку- 1 023729 лярные сита регенерируют, используя обогащенный СО2 поток, и получают, тем самым, продукт - обогащенный Н2§ поток СО2.
В большинстве случаев Н2§ удаляют из обогащенного СО2 потока до стадии регенерации насыщенных Н2§ молекулярных сит, используя дополнительный слой молекулярных сит, и/или удаляют воду из продукта - обогащенного Н2§ потока СО2. Также в большинстве случаев является предпочтительным, чтобы продукт - обогащенный Н2§ поток СО2 - был сжат и использован для обратного нагнетания в пласт или в другое надлежащее место с целью секвестрации или для добычи нефти вторичным методом. Кроме того, является предпочтительным нагревание обогащенного СО2 потока для осуществления стадии регенерации насыщенного Н2§ слоя молекулярных сит.
В предусматриваемых способах вообще является предпочтительным, чтобы стадия мгновенного испарения насыщенного растворителя включала стадию вакуумной отпарки, и/или чтобы стадия отпарки насыщенного растворителя осуществлялась за несколько ступеней отпарки, при этом по меньшей мере на одной из множества ступеней отпарки образовывался обогащенный углеводородами пар, который наиболее предпочтительно сжимают и соединяют с сырьевым газом. Не ограничиваясь объектом изобретения, вообще является предпочтительным, чтобы, по существу, весь (т.е. по меньшей мере 80%, более типично по меньшей мере 90%, наиболее типично по меньшей мере 95%) обогащенного СО2 потока образовывалось из насыщенного растворителя без нагревания насыщенного растворителя. Аналогично является предпочтительным обезвоживать и охлаждать сырьевой газ, чтобы сконденсировать и удалить из него углеводороды С5+.
С другой стороны, предусматривается способ регенерации насыщенного Н2§ слоя молекулярных сит, в соответствии с которым на одной стадии слой молекулярных сит приводят в контакт с обработанным сырьевым газом, из которого удалили СО2, с получением, таким образом, насыщенного Н2§ слоя молекулярных сит. На другой стадии насыщенный Н2§ слой молекулярных сит приводят в контакт с СО2, чтобы, таким образом, регенерировать слой молекулярных сит и получить продукт - обогащенный Н2§ поток СО2. В таких способах обычно является предпочтительным, чтобы Н2§ был удален из СО2 при помощи дополнительного слоя молекулярных сит до стадии приведения насыщенного Н2§ слоя молекулярных сит в контакт с СО2, и/или чтобы вода была сконденсирована и удалена из продукта - обогащенного Н2§ потока СО2. Если нужно, продукт - обогащенный Н2§ поток СО2 используют для обратного нагнетания в пласт или другое надлежащее место.
Принимая во внимание вышеизложенное, автором изобретения также предусматривается установка для очистки от кислых газов, которая включает абсорбер, в котором регенерированный отпаренный растворитель поглощает СО2 и Н2§ из сырьевого газа с образованием обработанного газа и насыщенного растворителя. С абсорбером соединен первый резервуар, в котором находится слой молекулярных сит, обеспечивающий адсорбцию Н2§ и воды из обработанного газа, с абсорбером также соединен испарительный резервуар, предназначенный для приема насыщенного растворителя и образования обогащенного СО2 потока и отпаренного регенерированного растворителя. Второй резервуар, в котором находится насыщенный Н2§ слой молекулярных сит, гидравлически соединен с испарительным резервуаром с целью приема обогащенного СО2 потока и, тем самым, получения продукта обогащенного Н2§ потока СО2 и регенерированного слоя молекулярных сит.
Предусматриваемые установки предпочтительно дополнительно включают нагреватель, гидравлически подсоединенный между испарительным резервуаром и вторым резервуаром и предназначенный для нагревания обогащенного СО2 потока, и/или испарительный резервуар промежуточного давления, гидравлически подсоединенный между абсорбером и испарительным резервуаром и предназначенный для получения рециркуляционного потока углеводородов. Также является предпочтительным наличие рециркуляционного канала, делающего возможным соединение рециркуляционного потока углеводородов с сырьевым газом. Наиболее типично предусматриваемые установки также включают третий резервуар с дополнительным слоем молекулярных сит, предназначенным для удаления Н2§ из обогащенного СО2 потока. Если нужно или иным образом требуется, выше абсорбера по ходу технологического потока гидравлически подсоединяют охладитель, предназначенный для охлаждения сырьевого газа до температуры, при которой возможна конденсация и удаление воды и углеводородов С5+ из сырьевого газа.
Различные задачи, отличительные особенности, аспекты и преимущества настоящего изобретения станут более понятны при прочтении следующего далее подробного описания предпочтительных вариантов осуществления изобретения.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 представляет собой примерную схему удаления кислого газа с использованием физического растворителя на установке, соответствующей объекту изобретения.
Подробное описание изобретения
Настоящее изобретение направлено на схемы процессов и способы удаления СО2 и Н2§ из сырьевого газа с использованием двухстадийного способа удаления, в котором кислый газ удаляют на первой стадии, используя обычный процесс абсорбции физическим растворителем, и в котором оставшийся кислый газ, особенно, Н2§ и воду, удаляют из обработанного газа на второй стадии, используя один или несколько слоев молекулярных сит.
- 2 023729
Наиболее предпочтительно насыщенный Η2δ слой молекулярных сит регенерируют, используя обогащенный СО2 поток, полученный на первой стадии удаления. Таким образом, нужно принять во внимание, что из сырьевого газа может быть удалено две различных загрязняющих примеси, при этом одна загрязняющая примесь адсорбируется слоем молекулярных сит, а другую загрязняющую примесь используют для регенерации этого слоя молекулярных сит, тем самым получая отходящий газ, содержащий обе загрязняющих примеси, и обработанный газ, обладающий необходимыми параметрами (например, обработанный газ, удовлетворяющий требованиям по трубопроводной транспортировке).
В одном особенно предпочтительном аспекте объекта изобретения для удаления из сырьевого газа основной массы кислых газов используют секцию с физическим растворителем, и полученный в ней насыщенный физический растворитель предпочтительно регенерируют в многоступенчатых сепараторах испарительной регенерации, извлекая и рециркулируя углеводороды. Предпочтительно, благодаря наличию контура рециркуляции, потери углеводородов сокращены до менее чем 5%, более предпочтительно менее 4%, наиболее предпочтительно менее 2%, при этом после последней(их) ступени(ей) мгновенного испарения возможно получение кислого газа, который используют для регенерации слоя молекулярных сит. Кислый газ с последней(их) ступени (ей) мгновенного испарения наиболее предпочтительно обрабатывают на стадии удаления Η2δ, обычно используя дополнительный слой молекулярных сит.
В особенно предпочтительных аспектах изобретения на стадии адсорбции слоем молекулярных сит используют по меньшей мере два адсорбирующих слоя, предпочтительно четыре или даже больше адсорбирующих слоев, на которых адсорбируется остаточное количество Η2δ, присутствующее в обработанном газе, поступающем со стадии абсорбции физическим растворителем, с получением обработанного газа, характеризующегося содержанием Η2δ и/или воды менее 4 об. ч./млн, более предпочтительно менее 2 об. ч./млн. Как указано выше, по меньшей мере часть обогащенного СО2 потока, поступающего со стадии(ий) испарительной регенерации, пропускают через один или несколько слоев молекулярных сит с целью получения обедненного Η2δ потока СО2, который затем используют для регенерации насыщенного Η2δ слоя молекулярных сит, обычно применяя цикл охлаждения и нагревания (например, при 400-600°Р (204-315°С) и 400-600 ρ8ΐ§ (2,7-4,1 МПа)).
Одна примерная схема установки, соответствующей объекту изобретения, показана на фиг. 1. Поток сырьевого газа 1, обычно содержащий 12 мол.% СО2, и около 100 об. ч./млн Η2δ, при температуре примерно 100°Р (37,8°С) и давлении около 1200 рзф (8,3 МПа) сушат и охлаждают в устройстве 90, получая поток 91 жидких С5+. Термины около и примерно, используемые в настоящем документе в сочетании с числом, относятся к диапазону +/-10% (включительно) этого числа. Стадия сушки обычно нужна для того, чтобы избежать образования гидрата в абсорбере СО2 51. Кроме того, стадия сушки и охлаждения также позволяет извлечь продукт - углеводороды С5+. Высушенный газ затем смешивают с рециркулируемым потоком газа 9, получая поток 5, который промывают в противотоке потоком 2 отпаренного регенерированного растворителя при примерно -15°Р (-26°С), получая поток 3 обработанного газа при примерно -10°Р (-23°С) и поток 4 насыщенного растворителя при примерно
-1°Р (-18°С).
Наиболее типично, в абсорбере имеются контактные устройства, включающие насадку или тарелки, или другие подходящие среды для абсорбции кислого газа. Поток 3 обработанного газа содержит около 2 мол.% СО2 и примерно 6-10 об. ч./млн Η2δ (или даже больше), его подают на слои 63 и 64 молекулярных сит с целью дальнейшего уменьшения содержания Η2δ до величины менее 4 об. ч./млн (предпочтительно менее 1 об. ч./млн) и содержания воды до величины менее 2 об. ч./млн, чтобы поток продукта 6 отвечал требованиям трубопроводной транспортировки газа, соответствующего условиям поставки.
Давление потока 4 насыщенного растворителя уменьшают в гидравлической турбине 52 до примерно 350-750 ρδί§ (2,4-5,1 МПа), получая поток 7 с температурой -8°Р (-22°С). Затем поток с уменьшенным давлением разделяют в сепараторе 53, получая поток 8 пара мгновенного испарения, обогащенного углеводородами, и поток 10 отпаренной жидкости. Поток 8 обогащенного углеводородами пара сжимают при помощи компрессора 62 рециркулируемого газа до давления примерно 1200 ρδί§ (8,3 МПа), получая поток 9, затем смешиваемый с сырьевым газом. Давление потока отпаренной жидкости 10 уменьшают посредством дроссельного клапана 54 до атмосферного, получая поток 11. Следует отметить, что для уменьшения энергопотребления рециркуляционным компрессором могут быть использованы многоступенчатые испарительные резервуары. Поток 11 пониженного давления в испарительном резервуаре атмосферного давления 55 разделяют, получая поток 12 пара мгновенного испарения и поток 13 отпаренной жидкости. Наконец, давление потока 13 отпаренного растворителя уменьшают при помощи дроссельного клапана 56 до примерно 2-5 рМд (10 кПа), получая, таким образом, поток 14 с температурой примерно -10°Р (-23°С). Поток 14 со сниженным давлением разделяют в сепараторе 57, получая поток 18 пара мгновенного вакуумного испарения и поток 16 жидкости вакуумной отпарки (теперь представляющий собой регенерированный растворитель), который подают циркуляционным насосом 93 для растворителя в виде потока 17 в охладитель растворителя 59 с целью получения, таким образом, охлажденного отпаренного регенерированного растворителя 2. Давление ниже атмосферного в сепараторе 57 поддерживают при помощи вакуумного насоса/компрессора 60. Поток 18 при помощи вакуумного насоса 60 сжимают до примерно 20-200 рзф (0,14-1,37 МПа), получая поток 19, который объединяют с потоком 12
- 3 023729 из отпарного резервуара атмосферного давления 55. Объединенный поток дополнительно сжимают в компрессоре 80 СО2 низкого давления, получая поток 20 с давлением примерно от 200 ρδί§ до 600 ρδί§ (0,14-4,10 МПа); оптимальное давление обычно зависит от химических параметров молекулярных сит.
Обогащенный СО2 поток 20 затем обрабатывают на дополнительном слое 67 молекулярных сит с целью адсорбции Н2§, получая обедненный Н2§ обогащенный СО2 поток 21, который используют для охлаждения слоя 66 молекулярных сит, получая нагретый обогащенный СО2 поток 22, который дополнительно нагревают в нагревателе 71 примерно до 500-600°Р (260-315°С), получая, таким образом, поток 23, который затем используют для регенерации насыщенного Н2§ слоя 65 молекулярных сит. Поток 24 продукта - обогащенный Н2§ поток СО2 - охлаждают в охладителе 70 до примерно 90°Р (32°С), получая поток 25. В сепараторе 68 от потока 25 отделяют и удаляют сконденсировавшуюся воду, тогда как пар 26 сушат в устройстве обезвоживания 69, получая высушенный газ 27, который дополнительно сжимают в компрессоре СО2 72 высокого давления до примерно 4000 ρδί§ (27,6 МПа), получая поток 28, который используют для обратного нагнетания СО2.
Таким образом, следует учесть, что рассматриваются способы обработки содержащего СО2 и Н2§ сырьевого газа, в которых СО2 удаляют из сырьевого газа в абсорбере, используя отпаренный регенерированный физический растворитель, получая, таким образом, обработанный газ и насыщенный растворитель. Затем из обработанного газа удаляют Н2§, используя слой молекулярных сит, и получают, тем самым, насыщенный Н2§ слой молекулярных сит, который регенерируют, используя по меньшей мере часть обогащенного СО2 потока, получая, тем самым, продукт обогащенный Н2§ поток СО2, при этом обогащенный СО2 поток получают путем отпарки насыщенного растворителя.
Конечно, следует признать, что могут быть внедрены многочисленные варианты примерной установки, показанной на фиг. 1, которые не выходят за рамки изложенной в настоящем документе идеи изобретения. Например, хотя слои молекулярных сит на фиг. 1 показаны как стационарное оборудование, следует отметить, что предусматриваются схемы процессов и способы, в которых подаваемый и отводимый со слоя молекулярных сит потоки могут переключаться в полностью автоматическом режиме при помощи устройств управления, клапанов и каналов в соответствии с требованиями. Так, возможно удаление Н2§ из потока обработанного газа в непрерывном режиме, когда один слой гидравлически соединен с абсорбером и принимает поток обработанного газа, тогда как другой слой гидравлически соединен с выходным отверстием дополнительного слоя молекулярных сит. Следовательно, особенно предпочтительными схемами процесса являются те, в которых по меньшей мере один из слоев молекулярных сит стадии адсорбции (например, заменяющий, параллельно или последовательно, 63 или 64) может быть гидравлически соединен по меньшей мере с одной позицией (например, заменяя, параллельно или последовательно, 65, 66 или 67) стадии регенерации. Следовательно, предпочтительно, чтобы были в наличии резервные слои молекулярных сит, подсоединенные так, чтобы обеспечить непрерывный поток обработанного газа и/или продукта - обогащенного Н2§ потока СО2 (не показано), во время замены насыщенного Н2§ слоя молекулярных сит на регенерированный слой молекулярных сит. В качестве альтернативы переключение потока между различными резервуарами может быть осуществлено вручную. Также предусматриваются схемы процесса, в которых один или несколько резервуаров могут подвергаться физической замене с целью замещения регенерированных и/или насыщенных резервуаров.
Что касается применимых сырьевых газов, следует учесть, что давление таких газов может существенно изменяться, и что природа газа, по меньшей мере частично, определяет величину давления. Однако, является особенно предпочтительным, чтобы давление сырьевого газа составляло по меньшей мере 400 ρδί§ (2,7 МПа), более типично по меньшей мере 1000 ρδί§ (6,9 МПа), наиболее типично по меньшей мере 1200 ρδί§ (8,3 МПа). Точно так же множество вариантов состава сырьевого газа считаются пригодными для использования в сочетании с изложенными в настоящем документе идеями. Однако, является особенно предпочтительным, чтобы сырьевой газ содержал по меньшей мере 10 мол.%, наиболее предпочтительно 30 мол.% и более СО2, и по меньшей мере 100 об. ч./млн, наиболее предпочтительно по меньшей мере 1000 об. ч./млн Н2§, тогда как обработанный газ после секции с физическим растворителем, типично, содержит 2% СО2 и 10 об. ч./млн Н2§. После пропускания обработанного газа через поглощающие Н2§ слои, он предпочтительно содержит Н2§ в концентрации, меньше или равной 5 об. ч./млн, более предпочтительно меньше или равной 3 об. ч./млн, наиболее предпочтительно меньше или равной 1 об. ч./млн.
- 4 023729
Также следует признать, что природа растворителя может существенно изменяться, и что все физические растворители и их смеси считаются пригодными для использования в рассматриваемом контексте. В данной области известно множество физических растворителей, к примерам предпочтительных физических растворителей относятся РЬиОК δΟΕΥΈΝΤ™ (пропиленкарбонат), ΝΜΡ (н-метилпирролидон), 8ЕЬЕХОЬ™ (диметиловый эфир полиэтиленгликоля) и ТВР (трибутилфосфат) и/или различные диалкиловые эфиры полиэтиленгликоля. В качестве альтернативы могут быть использованы другие растворители, в том числе улучшенный третичный амин (например, пиперазин) или другой растворитель или смесь растворителей, с такими же, как у физического растворителя, характеристиками.
Отпарка насыщенного растворителя может быть осуществлена при помощи различных устройств, вообще предусматривается, что для этого можно использовать все устройства снижения давления. Однако, что касается величины уменьшения давления, обычно предпочтительно, чтобы сначала давление насыщенного растворителя (после совершения работы и/или охлаждения) было снижено до величины, достаточной для выделения газа мгновенного испарения с содержанием метана примерно от 20 до 70%. Этот газ наиболее предпочтительно рециркулируют в абсорбер, чтобы свести к минимуму потери метана - до менее чем 5%, наиболее предпочтительно менее 1%. После такого снижения давления давление растворителя предпочтительно уменьшают до атмосферного или до давления ниже атмосферного, наиболее типично по меньшей мере за две стадии. Получаемый таким образом после стадий (вакуумной) отпарки поток СО2 обычно содержит углеводороды С4+ в концентрации менее 5 мол.%, более типично менее 2,5 мол.%, что делает такой продукт обогащенный Η2δ поток СО2 - пригодным для использования при добыче нефти вторичным методом. Если нужно, из продукта обогащенного Η2δ потока СО2 удаляют воду, используя конденсацию и/или известные устройства обезвоживания.
Следует отметить, что в предусматриваемых схемах процессов и способах гидравлическая турбина выступает в роли энергосберегающего устройства, т.к. она обеспечивает охлаждение и выделение кислого газа вследствие расширения, при этом совершая работу на валу, являющуюся полезной работой (например, для приведения в действие циркуляционного насоса для растворителя или выработки электроэнергии). Также следует признать, что возможно использование многоступенчатых сепараторов для дополнительного повышения эффективности, они могут представлять собой многоуровневый сепаратор, позволяющий свести к минимуму площадь основания и стоимость оборудования, и получить еще более эффективную схему.
Следовательно, предусматривается, что соответствующие объекту изобретения схемы процессов позволят существенно уменьшить общее потребление энергии и капитальные затраты на удаление кислых газов по сравнению с обычными способами удаления кислых газов, включая способы с использованием аминового или других физических растворителей или мембран. Кроме того, предусматриваемые схемы процессов и способы обычно не нуждаются во внешнем источнике тепла, и тепло, если нужно, может быть подведено от сырьевого газа или как теплота сжатия либо от устройства охлаждения и/или устройства сжатия сырьевого газа, в результате чего дополнительно уменьшается потребление энергии и негативное воздействие на окружающую среду. Кроме того, при добыче нефти вторичным методом часто сталкиваются с увеличением концентрации кислого газа в сырьевом газе обычно от 10 до 60%. Предусматриваемые схемы процессов и способы могут справиться с этими изменениями, по существу, при том же объеме циркуляции растворителя.
Другим преимуществом предусматриваемых способов и схем процесса является их простота в отношении уменьшенной потребности во вспомогательных внеплощадочных системах и системах инженерного обеспечения, например, для обработки отработанных твердых отходов обычных поглощающих серу слоев, и, тем самым, значительно меньшее отрицательное воздействие на окружающую среду. Дополнительные аспекты, способы и схемы процессов, пригодные для использования в данном контексте, описаны в находящемся в общей собственности авторов патенте США № 7192468, в находящейся одновременно на рассмотрении патентного ведомства заявке на патент США, опубликованной как заявка на патент США № 2005/0172807, и международной заявке на патент тех же авторов с регистрационным номером РСТ/υδ 10/49058, при этом все эти документы включаются в настоящий документ путем ссылки.
Таким образом, раскрыты конкретные схемы и способы удаления кислого газа. Однако специалистам в данной области очевидно, что помимо описанных, возможно еще множество модификаций, не выходящих за рамки идеи настоящего изобретения. Следовательно, объект изобретения ограничивается только сутью прилагаемой формулы изобретения. Кроме того, при интерпретации и описания, и формулы изобретения, все термины следует понимать в наиболее широком смысле, согласующемся с контекстом. В частности, термины включает и включающий нужно интерпретировать как относящиеся к элементам, компонентам или стадиям неисключительным образом и указывающие на то, что упомянутые элементы, компоненты или стадии могут иметь место или использоваться или быть объединенными с другими элементами, компонентами или стадиями, которые специально не указаны. Кроме того, если определение или использование термина в ссылочных материалах, включаемых в настоящий документ путем ссылки, является несовместимым или противоречащим определению этого термина, приведенно- 5 023729 му в настоящем документе, применяется определение этого термина, приведенное в настоящем документе, а определение этого термина, приведенное в ссылочном документе, не применяется.

Claims (14)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ обработки содержащего СО2 и Н2§ сырьевого газа, включающий стадии, на которых удаляют СО2 из сырьевого газа в абсорбере с использованием отпаренного регенерированного физического растворителя с получением обработанного газа и насыщенного растворителя;
    удаляют Н2§ из обработанного газа при помощи слоя молекулярных сит с получением, тем самым, насыщенного Н2§ слоя молекулярных сит;
    отпаривают насыщенный растворитель с получением отпаренного регенерированного растворителя и обогащенного СО2 потока, содержащего углеводороды С4+ в концентрации менее 5 мол.%; и регенерируют насыщенный Н2§ слой молекулярных сит с использованием обогащенного СО2 потока и получают, тем самым, продукт - обогащенный Н2§ потока СО2.
  2. 2. Способ по п.1, в котором Н2§ удаляют из обогащенного СО2 потока до стадии регенерации насыщенного Н2§ слоя молекулярных сит, используя дополнительный слой молекулярных сит.
  3. 3. Способ по п.1, дополнительно включающий стадию, где удаляют воду из продукта - обогащенного Н2§ потока СО2.
  4. 4. Способ по п.3, дополнительно включающий стадию, на которой сжимают и обратно нагнетают продукт - обогащенный Н2§ потока СО2.
  5. 5. Способ по п.1, дополнительно включающий стадию, на которой нагревают обогащенный СО2 поток для осуществления стадии регенерации насыщенного Н2§ слоя молекулярных сит.
  6. 6. Способ по п.1, в котором стадия отпарки насыщенного растворителя включает стадию вакуумной отпарки.
  7. 7. Способ по п.1, в котором стадию отпарки насыщенного растворителя осуществляют посредством нескольких ступеней отпарки, при этом по меньшей мере на одной из множества ступеней отпарки образуется обогащенный углеводородами пар.
  8. 8. Способ по п.7, дополнительно включающий стадию, на которой сжимают обогащенный углеводородами пар и соединяют сжатый обогащенными углеводородами пар с сырьевым газом.
  9. 9. Способ по п.1, в котором, по существу, весь обогащенный СО2 поток получают из насыщенного растворителя без нагревания насыщенного растворителя.
  10. 10. Способ по п.1, в котором сырьевой газ обезвоживают и охлаждают с целью конденсации и удаления из сырьевого газа углеводородов С5+.
  11. 11. Способ регенерации насыщенного Н2§ слоя молекулярных сит, включающий стадии, на которых приводят слой молекулярных сит в контакт с обработанным сырьевым газом, из которого удалили СО2, с получением, таким образом, насыщенного Н2§ слоя молекулярных сит и приводят насыщенный Н2§ слой молекулярных сит в контакт с СО2 в обогащенном СО2 потоке, содержащем углеводороды С4+ в концентрации менее 5 мол.%, чтобы, таким образом, регенерировать слой молекулярных сит и получить продукт - обогащенный Н2§ поток СО2.
  12. 12. Способ по п.11, в котором Н2§ удаляют из СО2 при помощи дополнительного слоя молекулярных сит до стадии приведения насыщенного Н2§ слоя молекулярных сит в контакт с СО2.
  13. 13. Способ по п.11, дополнительно включающий стадию, где конденсируют и удаляют воду из продукта - обогащенного Н2§ потока СО2.
  14. 14. Способ по п.11, дополнительно включающий стадию, на которой обратно нагнетают продукт обогащенный Н2§ поток СО2.
EA201270496A 2009-09-29 2010-09-29 Способ очистки сырьевого газа от кислых компонентов EA023729B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US24689609P 2009-09-29 2009-09-29
PCT/US2010/050649 WO2011041361A1 (en) 2009-09-29 2010-09-29 Gas purification configurations and methods

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201270496A1 EA201270496A1 (ru) 2012-10-30
EA023729B1 true EA023729B1 (ru) 2016-07-29

Family

ID=43826615

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201270496A EA023729B1 (ru) 2009-09-29 2010-09-29 Способ очистки сырьевого газа от кислых компонентов

Country Status (10)

Country Link
US (1) US8876951B2 (ru)
EP (1) EP2482959A4 (ru)
JP (1) JP5797199B2 (ru)
CN (1) CN102665861A (ru)
CA (1) CA2775884C (ru)
EA (1) EA023729B1 (ru)
IN (1) IN2012DN02628A (ru)
MX (1) MX2012003650A (ru)
WO (1) WO2011041361A1 (ru)
ZA (1) ZA201202274B (ru)

Families Citing this family (30)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SG177246A1 (en) * 2009-07-30 2012-02-28 Exxonmobil Upstream Res Co Systems and methods for removing heavy hydrocarbons and acid gases from a hydrocarbon gas stream
JP5692761B2 (ja) 2010-02-17 2015-04-01 フルーア・テクノロジーズ・コーポレイション 超低硫黄ガスの生成における高圧酸性ガス除去の構成および方法
US10451344B2 (en) 2010-12-23 2019-10-22 Fluor Technologies Corporation Ethane recovery and ethane rejection methods and configurations
WO2013120831A1 (de) * 2012-02-14 2013-08-22 Basf Se Verfahren zum entfernen von sauergasen aus kohlenwasserstoffe enthaltenden fluiden
WO2014066539A1 (en) 2012-10-24 2014-05-01 Fluor Technologies Corporation Integration methods of gas processing plant and nitrogen rejection unit for high nitrogen feed gases
US9764272B2 (en) * 2013-10-28 2017-09-19 Energy Recovery, Inc. Systems and methods for utilizing turbine systems within gas processing systems
WO2015084499A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of modifying a liquid level during start-up operations
WO2015084495A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of maintaining a liquid level in a distillation tower
MY177942A (en) 2013-12-06 2020-09-28 Exxonmobil Upstream Res Co Method and system for separating a feed stream with a feed stream distribution mechanism
US9562719B2 (en) 2013-12-06 2017-02-07 Exxonmobil Upstream Research Company Method of removing solids by modifying a liquid level in a distillation tower
MY177768A (en) 2013-12-06 2020-09-23 Exxonmobil Upstream Res Co Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a heating mechanism to destabilize and/or prevent adhesion of solids
US9829247B2 (en) 2013-12-06 2017-11-28 Exxonmobil Upstream Reseach Company Method and device for separating a feed stream using radiation detectors
US9874395B2 (en) 2013-12-06 2018-01-23 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for preventing accumulation of solids in a distillation tower
WO2015084494A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a spray assembly
AU2014357666B2 (en) 2013-12-06 2017-08-10 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of dehydrating a feed stream processed in a distillation tower
WO2015089446A1 (en) 2013-12-12 2015-06-18 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods of flexible co2 removal
US9394490B2 (en) * 2014-02-11 2016-07-19 Uop Llc Process for removing carbonyl sulfide from a hydrocarbon stream
CA2976071C (en) 2015-02-09 2020-10-27 Fluor Technologies Corporation Methods and configuration of an ngl recovery process for low pressure rich feed gas
SG11201705162SA (en) 2015-02-27 2017-09-28 Exxonmobil Upstream Res Co Reducing refrigeration and dehydration load for a feed stream entering a cryogenic distillation process
WO2017048346A1 (en) 2015-09-18 2017-03-23 Exxonmobil Upstream Research Company Heating component to reduce solidification in a cryogenic distillation system
AU2016327820B2 (en) 2015-09-24 2019-08-01 Exxonmobil Upstream Research Company Treatment plant for hydrocarbon gas having variable contaminant levels
CA3002782A1 (en) 2015-10-27 2017-05-04 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for processing high pressure acid gases with zero emissions
US10006701B2 (en) 2016-01-05 2018-06-26 Fluor Technologies Corporation Ethane recovery or ethane rejection operation
US10323495B2 (en) 2016-03-30 2019-06-18 Exxonmobil Upstream Research Company Self-sourced reservoir fluid for enhanced oil recovery
US10330382B2 (en) 2016-05-18 2019-06-25 Fluor Technologies Corporation Systems and methods for LNG production with propane and ethane recovery
WO2018049128A1 (en) 2016-09-09 2018-03-15 Fluor Technologies Corporation Methods and configuration for retrofitting ngl plant for high ethane recovery
CN106433832A (zh) * 2016-10-14 2017-02-22 帝仕达工程技术（北京）有限公司 一种脱除天然气中co2的工艺及装置
MX2020003412A (es) 2017-10-20 2020-09-18 Fluor Tech Corp Implementacion de fase de plantas de recuperacion de liquido de gas natural.
US11306267B2 (en) 2018-06-29 2022-04-19 Exxonmobil Upstream Research Company Hybrid tray for introducing a low CO2 feed stream into a distillation tower
WO2020005553A1 (en) 2018-06-29 2020-01-02 Exxonmobil Upstream Research Company (Emhc-N1.4A.607) Mixing and heat integration of melt tray liquids in a cryogenic distillation tower

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20060266214A1 (en) * 2003-09-09 2006-11-30 Ray Won Solvent use and regeneration
US20070006732A1 (en) * 2005-07-06 2007-01-11 Mitariten Michael J Integrated heavy hydrocarbon removal, amine treating and dehydration
US20080019899A1 (en) * 2004-01-20 2008-01-24 John Mak Methods And Configurations For Acid Gas Enrichment

Family Cites Families (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3594983A (en) * 1969-06-17 1971-07-27 Process Services Inc Gas-treating process and system
US3656887A (en) * 1969-08-21 1972-04-18 Chevron Res Method of removing hydrogen sulfide from gaseous mixtures
GB1451645A (ru) 1973-12-20 1976-10-06
US4259301A (en) * 1979-07-30 1981-03-31 Exxon Research And Engineering Co. Removal of acidic compounds from gaseous mixtures
US4273621A (en) * 1980-05-05 1981-06-16 The Lummus Company Process for dehydrating ethanol and for the production of gasohol therefrom
CA1205276A (en) * 1981-06-15 1986-06-03 Malcolm W. Mcewan Process for the removal of co.sub.2 and, if present h.sub.2s from a gas mixture
US4442078A (en) 1982-07-07 1984-04-10 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Method of removing hydrogen sulfide from gases utilizing a zinc oxide sorbent and regenerating the sorbent
US4522793A (en) * 1983-06-28 1985-06-11 Phillips Petroleum Company Removing H2 S from natural gas using two-stage molecular sieves
US4957715A (en) * 1988-04-15 1990-09-18 Uop Gas treatment process
US4971682A (en) * 1989-06-27 1990-11-20 Uop Recovery of co-adsorbed hydrocarbons from molecular sieve adsorption units
DE4237620A1 (de) * 1992-11-06 1994-05-11 Linde Ag Verfahren zur Gewinnung von hochreinem flüssigen Methan
GB2275625A (en) 1993-03-05 1994-09-07 Shell Int Research Removing hydrogen sulphide and organic sulphur compounds from a gaseous stream
JPH1150069A (ja) * 1997-08-05 1999-02-23 Tosoh Corp 天然ガスの精製方法
US7192468B2 (en) 2002-04-15 2007-03-20 Fluor Technologies Corporation Configurations and method for improved gas removal
US6620983B1 (en) * 2002-06-12 2003-09-16 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Synthesis of aluminophosphates and silicoaluminophosphates
DE60237046D1 (de) * 2002-09-17 2010-08-26 Fluor Corp Konfigurationen und verfahren zur entfernung von sauren gasen
ATE505254T1 (de) * 2002-12-12 2011-04-15 Fluor Corp Verfahren zur enfernung von saurem gas
JP5112665B2 (ja) * 2006-09-05 2013-01-09 神戸市 消化ガス利用システムにおける消化ガス精製方法およびその精製装置
US20110185896A1 (en) * 2010-02-02 2011-08-04 Rustam Sethna Gas purification processes

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20060266214A1 (en) * 2003-09-09 2006-11-30 Ray Won Solvent use and regeneration
US20080019899A1 (en) * 2004-01-20 2008-01-24 John Mak Methods And Configurations For Acid Gas Enrichment
US20070006732A1 (en) * 2005-07-06 2007-01-11 Mitariten Michael J Integrated heavy hydrocarbon removal, amine treating and dehydration

Also Published As

Publication number Publication date
EP2482959A1 (en) 2012-08-08
US8876951B2 (en) 2014-11-04
EA201270496A1 (ru) 2012-10-30
WO2011041361A1 (en) 2011-04-07
JP2013505833A (ja) 2013-02-21
IN2012DN02628A (ru) 2015-09-04
MX2012003650A (es) 2012-05-08
CN102665861A (zh) 2012-09-12
EP2482959A4 (en) 2013-11-06
JP5797199B2 (ja) 2015-10-21
CA2775884A1 (en) 2011-04-07
US20130032029A1 (en) 2013-02-07
ZA201202274B (en) 2014-09-25
CA2775884C (en) 2013-12-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA023729B1 (ru) Способ очистки сырьевого газа от кислых компонентов
US10905995B2 (en) Method for producing biomethane by purifying biogas from non-hazardous waste storage facilities and facility for implementing the method
JP4105697B2 (ja) 酸性ガス除去プラントおよび方法
RU2626850C2 (ru) Система сдвоенного потока и способ производства диоксида углерода
US8287626B2 (en) Method for purifying a gas mixture containing acid gases
US7192468B2 (en) Configurations and method for improved gas removal
US20100107872A1 (en) Biogas upgrading
DK2582445T3 (en) PROCEDURE FOR CLEANUP OF CARBON DIOXIDE USING CARBON DIOXIDE liquid.
US8876954B2 (en) Natural gas dehydration unit with continuously fired reboiler
CN1795039A (zh) 选择性去除原煤气中硫化氢和二氧化碳的方法
AU2009298613A1 (en) Configurations and methods of high pressure acid gas removal
JP2012529364A (ja) Ｃｏ２吸収剤の再生利用のための方法および再生利用器
JP2012521874A (ja) 高圧酸性ガスを除去するための改良された構成および方法
KR101207532B1 (ko) 고순도 바이오메탄 정제시설에서 바이오메탄의 건조 및 불순물 제거 공정을 수행하는 장치
CA2860948C (en) Ammonia capturing by co2 product liquid in water wash liquid
CN107073388B (zh) 用于二氧化碳捕集的节能溶剂的再生方法
RU2536511C2 (ru) Способ и установка для удаления воды из природного газа или промышленных газов с использованием физических растворителей
EP3628390A1 (en) Biogas treatment assembly
WO2022101323A1 (en) Facility for producing gaseous biomethane by purifying biogas from landfill combining membranes, cryodistillation and deoxo
WO2017099581A2 (en) Process for the purification of a gas
US9511323B2 (en) Dehydration of gases with liquid desiccant
US20170368495A1 (en) Methods for carbon dioxide capture
WO2014038496A1 (ja) Ｃｏ２回収装置および方法
CN220736979U (zh) 一种适用于天然气锅炉排放烟气的二氧化碳捕集吸收装置
AU2012202100B2 (en) Gas purification configurations and methods

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