EA024798B1 - Система для удаления кислых газов - Google Patents

Система для удаления кислых газов Download PDF

Info

Publication number
EA024798B1
EA024798B1 EA201270222A EA201270222A EA024798B1 EA 024798 B1 EA024798 B1 EA 024798B1 EA 201270222 A EA201270222 A EA 201270222A EA 201270222 A EA201270222 A EA 201270222A EA 024798 B1 EA024798 B1 EA 024798B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
stream
acid gas
gas
methane
heavy hydrocarbon
Prior art date
Application number
EA201270222A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201270222A1 (ru
Inventor
Пол Скотт Нортроп
Эдвард Л. Кимбл
Чарльз Дж. Март
Пол У. Сайбэл
Брюс Т. Келли
Original Assignee
Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани filed Critical Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
Publication of EA201270222A1 publication Critical patent/EA201270222A1/ru
Publication of EA024798B1 publication Critical patent/EA024798B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C07—ORGANIC CHEMISTRY
    • C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
    • C07C7/00—Purification; Separation; Use of additives
    • C07C7/005—Processes comprising at least two steps in series
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C07—ORGANIC CHEMISTRY
    • C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
    • C07C7/00—Purification; Separation; Use of additives
    • C07C7/04—Purification; Separation; Use of additives by distillation
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0238—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 2 carbon atoms or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0266—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of carbon dioxide
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/02—Processes or apparatus using separation by rectification in a single pressure main column system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/74—Refluxing the column with at least a part of the partially condensed overhead gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/76—Refluxing the column with condensed overhead gas being cycled in a quasi-closed loop refrigeration cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • F25J2205/04—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum in the feed line, i.e. upstream of the fractionation step
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/10—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using combined expansion and separation, e.g. in a vortex tube, "Ranque tube" or a "cyclonic fluid separator", i.e. combination of an isentropic nozzle and a cyclonic separator; Centrifugal separation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/40—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using hybrid system, i.e. combining cryogenic and non-cryogenic separation techniques
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/50—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using absorption, i.e. with selective solvents or lean oil, heavier CnHm and including generally a regeneration step for the solvent or lean oil
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/60—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using adsorption on solid adsorbents, e.g. by temperature-swing adsorption [TSA] at the hot or cold end
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/60—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using adsorption on solid adsorbents, e.g. by temperature-swing adsorption [TSA] at the hot or cold end
    • F25J2205/64—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using adsorption on solid adsorbents, e.g. by temperature-swing adsorption [TSA] at the hot or cold end by pressure-swing adsorption [PSA] at the hot end
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/60—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using adsorption on solid adsorbents, e.g. by temperature-swing adsorption [TSA] at the hot or cold end
    • F25J2205/66—Regenerating the adsorption vessel, e.g. kind of reactivation gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/80—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using membrane, i.e. including a permeation step
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/66—Separating acid gases, e.g. CO2, SO2, H2S or RSH
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/02—Expansion of a process fluid in a work-extracting turbine (i.e. isentropic expansion), e.g. of the feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/30—Dynamic liquid or hydraulic expansion with extraction of work, e.g. single phase or two-phase turbine
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/40—Expansion without extracting work, i.e. isenthalpic throttling, e.g. JT valve, regulating valve or venturi, or isentropic nozzle, e.g. Laval
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2260/00—Coupling of processes or apparatus to other units; Integrated schemes
    • F25J2260/20—Integration in an installation for liquefying or solidifying a fluid stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/12—External refrigeration with liquid vaporising loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/60—Closed external refrigeration cycle with single component refrigerant [SCR], e.g. C1-, C2- or C3-hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2280/00—Control of the process or apparatus
    • F25J2280/40—Control of freezing of components
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
    • 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
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/151—Reduction of greenhouse gas [GHG] emissions, e.g. CO2

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Separation Of Gases By Adsorption (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Представлена система для удаления кислых газов из потока кислого газа. Указанная система включает в себя систему удаления кислого газа и систему удаления тяжелых углеводородов. Указанная система удаления кислого газа принимает поток кислого газа и разделяет этот поток кислого газа на верхний газовый поток, состоящий, главным образом, из метана, и нижний поток кислого газа, состоящий, главным образом, из кислых газов, таких как диоксид углерода. Система удаления тяжелых углеводородов может быть установленной в точках технологической схемы, находящихся выше или ниже системы удаления кислого газа, или в них обеих. Система удаления тяжелых углеводородов принимает газовый поток и разделяет этот газовый поток на первый поток флюида, содержащий тяжелые углеводороды, и второй поток флюида, содержащий другие компоненты. Компоненты второго потока флюида будут зависеть от состава газового потока. Можно применять разнообразные типы систем удаления тяжелых углеводородов.

Description

Настоящий раздел предназначен для того, чтобы представить различные аспекты данной области техники, которые могут быть связаны с примерами вариантов осуществления настоящего изобретения, приведенных в настоящем описании. Предполагается, что это обсуждение поможет создать предпосылки для того, чтобы облегчить и улучшить понимание конкретных аспектов настоящего раскрытия. Соответственно, следует понимать, что настоящий отдел следует читать в этом свете, а не как представление прототипа.
Область техники
Настоящее изобретение относится к области разделения флюидов. Более конкретно, настоящее изобретение относится к отделению как тяжелых углеводородов, так и кислых газов от потока легких углеводородных флюидов.
Обсуждение технологии
Добыча углеводородов из месторождения часто сопровождается побочным извлечением неуглеводородных газов. Такие газы включают в себя загрязняющие примеси, такие как сероводород (Н23) и диоксид углерода (СО2). Когда Н23 и СО2 добывают в виде части потока газообразных углеводородов (таких как метан или этан), этот газовый поток иногда называют кислым газом.
Кислый газ обычно обрабатывают для удаления СО2, Н23 и других загрязняющих примесей перед их направлением далее по технологической схеме для дальнейшей переработки или на продажу. Удаление кислых газов создает поток десульфурированного углеводородного газового потока.
Десульфурированный поток можно применять в качестве топлива, приемлемого в экологическом отношении, в качестве сырья для предприятий, производящих химикаты или синтетическое жидкое топливо, или в качестве газа, который можно сжижать, получая сжиженный природный газ, или СПГ.
Процесс разделения газов создает проблему утилизации отделенных загрязняющих примесей. В некоторых случаях сконцентрированный кислый газ (состоящий преимущественно из Н23 и СО2) направляют в установку регенерации серы (8КИ, зийиг гесоуегу υηίΐ). Эта установка преобразует Н23 в безвредную элементарную серу. Однако в некоторых областях (например, в Каспийском регионе), дополнительное производство элементарной серы нежелательно вследствие ограниченности местного рынка. Поэтому в некоторых регионах, особенно в Канаде и Казахстане, миллионы тонн серы хранят в больших наземных блоках.
Складируя серу на суше, газообразный диоксид углерода, содержащийся в кислом газе, часто выпускают в атмосферу. Однако практика выброса СО2 в атмосферу иногда нежелательна. Один из предложенных вариантов минимизации выбросов СО2 представляет собой способ, называемый нагнетанием кислого газа (ашб §а§ 1п)ес11оп. АО1). АО1 означает, что нежелательные кислые газы нагнетают под давлением обратно в подземный пласт, где их изолируют и хранят до возможного последующего использования. В качестве альтернативы, диоксид углерода применяют для создания искусственного давления в пласте, способствующего повышению добычи нефти.
Для облегчения проведения АО1 желательно иметь установку переработки газа, эффективно отделяющую кислые газовые компоненты от углеводородных газов. Однако конструирование, строительство и функционирование установки, способной экономически эффективно отделять загрязняющие примеси от желательных углеводородов в сильно кислых потоках, т.е. в произведенных потоках, содержащих более чем примерно 15-20% СО2 и/или Н23, может быть особенно сложной задачей. Многие месторождения природного газа содержат относительно малые процентные доли углеводородов (например, менее 40%) и высокие процентные доли кислых газов, как правило, диоксида углерода, но также и сероводорода, карбонилсульфида, дисульфида углерода и различных меркаптанов. В этих случаях можно с выгодой применять криогенную переработку газа.
Криогенная переработка газа представляет собой процесс дистилляции, иногда применяемый для разделения газа. Криогенная переработка газа создает верхний поток охлажденного газа при умеренных давлениях (например, при избыточном давлении 350-550 фунтов на квадратный дюйм (ρδί§); 2,4-3,8 МПа изб.). Кроме того, в качестве кубового продукта образуется сжиженный кислый газ. Поскольку сжиженный кислый газ имеет относительно высокую плотность, можно эффективно применять его гидростатический напор, способствующий процессу нагнетания в скважину при проведении АО1. Это означает, что энергия, которая требуется для закачивания сжиженного кислого газа в пласт, является меньшей, чем энергия, которая требуется для того, чтобы сжать кислые газы низкого давления до давления пласта.
- 1 024798
Требуется меньше компрессорных и насосных ступеней.
Сложные проблемы имеются и в отношении криогенной дистилляции кислых газов. Когда в газе, подлежащем переработке, присутствует СО2 в концентрациях, превышающих примерно 5 мольных процентов, при общем давлении, меньшем чем примерно 700 ρδί§ (4,8 МПа изб.), в стандартном оборудовании для криогенной дистилляции он будет вымораживаться в твердом виде. Образованием СО2 в твердом виде прерывается процесс криогенной дистилляции. Для преодоления этой проблемы правообладатель ранее разработал различные способы с фирменным наименованием С.оп1го11ск Ргсе/с Ζοηβ™ (ΟΡΖ™, зона регулируемого замораживания). В способе СРΖ™ с выгодой используют способность диоксида углерода образовывать твердые частицы, давая возможность твердым частицам СО2 образовываться в открытой части дистилляционной колонны, а затем улавливая эти частицы на плавильном поддоне. В результате этого в верхней части колонны создается поток чистого метана (вместе с любым количеством азота или гелия, присутствующих в неочищенном газе), а в нижней части колонны образуется жидкий поток СО2/Н2§. При давлениях, превышающих примерно 700 ρδί§ (4,8 МПа изб.), крупномасштабную фракционную перегонку можно проводить, не опасаясь замораживания СО2; однако метан, образуемый в верхней части колонны, будет содержать не менее нескольких процентов СО2.
Определенные особенности способа ΟΡΖ™ и соответствующего оборудования описаны в патенте США № 4533372; патенте США № 4923493; патенте США № 5120338; и патенте США № 6053007.
Как описано в общем виде в вышеуказанных патентах США, дистилляционная башня, или колонна, применяемая для криогенной переработки газа, включает в себя нижнюю зону дистилляции и промежуточную зону регулируемого замораживания.
Предпочтительно включают также и верхнюю дистилляционную зону. Колонна работает с образованием частиц твердого СО2, благодаря тому, что предоставлена некоторая ее часть, имеющая диапазон температуры, находящийся ниже температуры замерзания диоксида углерода, но выше температуры кипения метана при этом давлении. Более предпочтительно зона регулируемого замораживания функционирует при температуре и давлении, дающих возможность испаряться метану и другим легким углеводородным газам, но вызывающих образование замороженных (твердых) частиц СО2.
По мере продвижения впускаемого потока газа вверх по колонне частицы замороженного СО2 отделяются от введенного потока и под действием силы тяжести оседают из зоны регулируемого замораживания на плавильный поддон. Там эти частицы переходят в жидкое состояние. Затем жидкий поток, обогащенный диоксидом углерода, стекает с плавильного поддона в нижнюю дистилляционную зону у дна колонны. Нижнюю дистилляционную зону поддерживают при температуре и давлении, при которых не образуется существенно никакого твердого диоксида углерода, но выкипает растворенный метан. В одном аспекте настоящего изобретения нижний поток кислого газа создают при 30-40°Р (от -1 до +4°С).
Зона регулируемого замораживания включает в себя орошение холодной пульверизованной жидкостью. Она представляет собой поток жидкости, обогащенной метаном, известной как флегма. Продвигаясь вверх по колонне, поток пара легких углеводородных газов и увлекаемых ими кислых газов встречается с пульверизованной жидкостью. Холодная пульверизованная жидкость помогает отделять твердые частицы СО2, одновременно давая возможность газообразному метану испаряться и подниматься вверх по колонне.
В верхней дистилляционной зоне метан (или верхний газ) улавливают и по трубопроводам направляют на продажу или применяют в качестве топлива. В одном аспекте настоящего изобретения верхний метановый поток выпускают примерно при -130°Р (-90°С). Этот верхний газ можно частично сжижать посредством дополнительного охлаждения и в жидком виде возвращать в колонну в качестве флегмы. Жидкую флегму впрыскивают в виде холодного аэрозоля в орошаемую часть зоны регулируемого замораживания, обычно после протекания через тарелки или насадку ректификационной части колонны. Метан, произведенный в верхней дистилляционной зоне, удовлетворяет большей части требований спецификаций, относящихся к газу, поставляемому по трубопроводам. Например, если образовано достаточное количество флегмы, метан может соответствовать спецификации, согласно которой трубопроводный СО2 должен составлять менее 2 мол.%, а содержание Н2§ должно быть менее 4 м.д.
Однако, если исходный поток неочищенного газа содержит какие-либо тяжелые углеводороды (т.е. пропан, бутан и более тяжелые углеводороды), они могут оставаться в нижнем жидком потоке диоксида углерода и сероводорода колонны холодной дистилляции. Тяжелые углеводороды могут иметь полезную стоимость, если есть возможность их эффективного отделения от удерживающего флюида в некоторой точке технологической схемы, находящейся выше или ниже колонны холодной дистилляции.
Например, может оказаться желательным удаление тяжелых углеводородных компонентов из потока неочищенного газа перед его входом в колонну холодной дистилляции. Это дает возможность вводить в колонну более тощий газ. Необходима система, снижающая содержание тяжелых углеводородов в потоке неочищенного газа перед тем, как его подвергают криогенной дистилляции, проводимой для удаления кислых газов. Необходима также система криогенного разделения газа и сопровождающих ее процессов, которая регенерирует потенциально ценные этан, пропан, бутан и другие тяжелые углеводороды, не смешивая эти тяжелые углеводороды с кислыми газами в нижнем потоке ΟΡΖ-колонны. В дополнение к этому, или в качестве альтернативы, необходимы способы отделения тяжелых углеводородов от кон- 2 024798 центрированных кислых газов, как в нижнем потоке С'ТУ-колонны. Технологии, раскрытые в настоящем документе, включают в себя разнообразные системы и способы отделения тяжелых углеводородов из потоков, причем такие технологии применяют в системах переработки газа и способах удаления тяжелых углеводородов, дающих возможность их регенерации и коммерческого использования.
Сущность изобретения
Предоставлена система для удаления кислых газов из потока кислого газа. В одном варианте осуществления настоящего изобретения указанная система включает в себя систему удаления кислого газа. Система удаления кислого газа принимает поток кислого газа и разделяет этот поток кислого газа на верхний поток газа, содержащий, главным образом, метан, и нижний поток кислого газа, содержащий, главным образом, диоксид углерода. Поток неочищенного газа содержит не менее 5 мол.% тяжелых углеводородных компонентов.
Указанная система также включает в себя систему удаления тяжелых углеводородов. Эту систему удаления тяжелых углеводородов можно помещать в точке технологической схемы, находящейся ранее системы удаления кислого газа. Система удаления тяжелых углеводородов принимает поток неочищенного газа и обычно разделяет этот поток неочищенного газа на поток тяжелых углеводородных флюидов и поток кислого газа (с метаном). В дополнение к этому, или в качестве альтернативы, систему удаления тяжелых углеводородов можно помещать после системы удаления кислого газа. В любом случае тяжелые углеводороды извлекают для коммерческого использования или утилизации в одном или более технологических процессах.
Предпочтительно система удаления кислого газа представляет собой криогенную систему. Система удаления кислого газа включает в себя криогенную дистилляционную колонну, принимающую поток кислого газа, и систему охлаждения потока кислого газа перед его вводом в дистилляционную колонну. Предпочтительно криогенная систему удаления кислого газа представляет собой систему ΟΡΖ, в которой дистилляционная колонна имеет нижнюю дистилляционную зону и промежуточную зону регулируемого замораживания. Промежуточная зона регулируемого замораживания, или пульверизационная секция, принимает пульверизованную холодную жидкость, состоящую, в основном, из метана. Пульверизованная холодная жидкость представляет собой жидкую флегму, образованную в петле верхнего потока, расположенной после дистилляционной колонны. После криогенной дистилляционной колонны предоставлено холодильное оборудование, служащее для охлаждения верхнего метанового потока и возвращения части этого верхнего метанового потока в криогенную дистилляционную колонну в виде холодной жидкой флегмы.
Понятно, что наряду с криогенными дистилляционными системами можно применять другие системы удаления кислого газа. Например, система удаления кислого газа может представлять собой процесс, основанный на применении физического растворителя, который также способен удалять тяжелые углеводороды вместе с компонентами кислого газа.
Можно применять разнообразные типы систем удаления тяжелых углеводородов. Они включают в себя системы, в которых для отделения тяжелых углеводородов от легких газов применяют физические растворители. Они также могут включать в себя системы, в которых применяют мембранные контактные фильтры, или системы, в которых применяют экстракционные дистилляционные процессы. В любом случае, для удаления тяжелых углеводородов не применяют химические растворители.
В одном аспекте настоящего изобретения система удаления тяжелых углеводородов включает в себя по меньшей мере один слой твердого адсорбента. Когда указанный по меньшей мере один слой твердого адсорбента помещен перед системой удаления кислого газа, он адсорбирует, по меньшей мере, некоторые тяжелые углеводородные компоненты и практически полностью пропускает легкие углеводородные компоненты для переработки в системе удаления кислого газа. Слой твердого адсорбента может, например, (ί) быть изготовленным из цеолитного материала или (ίί) включать в себя по меньшей мере одно молекулярное сито. Слой твердого адсорбента может попутно адсорбировать, по меньшей мере, некоторое количество диоксида углерода, и/или сероводорода. В этом случае система удаления тяжелых углеводородов предпочтительно также включает в себя систему очистки от загрязняющих примесей.
Указанный по меньшей мере один слой твердого адсорбента может представлять собой слой адсорбционного кинетического разделения. В качестве альтернативы, указанный по меньшей мере один слой твердого адсорбента может включать в себя по меньшей мере три слоя адсорбента, где (ί) первый из указанных по меньшей мере трех слоев адсорбента служит для адсорбции тяжелых углеводородных компонентов; (ίί) второй из указанных по меньшей мере трех слоев адсорбента подвергают регенерации; и (ίίί) третий из указанных по меньшей мере трех слоев адсорбента держат в резерве для замены первого из указанных по меньшей мере трех слоев адсорбента. Регенерация может представлять собой часть способа проведения адсорбции при переменной температуре, часть способа проведения адсорбции при переменном давлении или их комбинацию.
В дополнение к этому, или в качестве альтернативы, система удаления тяжелых углеводородов может включать в себя турбодетандер или циклонный аппарат для разделения потока неочищенного газа на поток тяжелых углеводородных флюидов и поток легкого газа. В случае турбодетандера система удаления тяжелых углеводородов может также включать в себя гравитационный сепаратор для разделения
- 3 024798 потока неочищенного газа на поток тяжелых углеводородных флюидов и поток легкого газа. В случае циклонного аппарата система удаления тяжелых углеводородов может также включать в себя систему удаления загрязняющих примесей, служащую для приема потока тяжелых углеводородных флюидов с последующим разделением этого потока тяжелых углеводородных флюидов на углеводородные компоненты и диоксид углерода.
Также в дополнение к этому, или в качестве альтернативы, система для удаления кислых газов из потока кислого газа, описанная в настоящем документе, может включать в себя системы, приспособленные для удаления тяжелых углеводородов, установленные после системы удаления кислого газа. В этом случае указанная система также сконструирована для переработки потока неочищенного газа, содержащего не менее 5 мол.% тяжелых углеводородных компонентов. Тяжелые углеводороды удаляют из потока газа без применения химического растворителя.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения указанная система включает в себя систему удаления кислого газа. Эта система удаления кислого газа принимает поток кислого газа и разделяет этот поток кислого газа на верхний газовый поток, состоящий, главным образом, из метана, и нижний поток кислого газа, состоящий, главным образом, из диоксида углерода и тяжелых углеводородов.
Предпочтительно система удаления кислого газа представляет собой криогенную систему удаления кислого газа. Криогенная система удаления кислого газа включает в себя дистилляционную колонну, принимающую поток кислого газа, и систему охлаждения потока кислого газа перед входом в дистилляционную колонну. Более предпочтительно криогенная система удаления кислого газа представляет собой систему ί',ΈΖ. в которой дистилляционная колонна имеет нижнюю дистилляционную зону и промежуточную зону регулируемого замораживания. Промежуточная зона регулируемого замораживания, или пульверизационная секция, принимает пульверизованную колодную жидкость, состоящую, в основном, из метана. Пульверизованная холодная жидкость представляет собой жидкую флегму, образованную в петле верхнего потока, расположенной после дистилляционной колонны. После криогенной дистилляционной колонны предоставлено холодильное оборудование, служащее для охлаждения верхнего метанового потока и возвращения части этого верхнего метанового потока в криогенную дистилляционную колонну в виде холодной жидкой флегмы.
Указанная система также включает в себя систему удаления тяжелых углеводородов. Как было отмечено, систему удаления тяжелых углеводородов в этом случае помещают после системы удаления кислого газа. Система удаления тяжелых углеводородов принимает нижний поток кислого газа и обычно разделяет этот нижний поток кислого газа на поток тяжелых углеводородных флюидов и кислые газы.
Можно применять разнообразные типы систем удаления тяжелых углеводородов, такие как те, которые описаны выше в связи с системами удаления тяжелых углеводородов, установленными в точках схемы, находящихся до системы удаления кислого газа. В одном аспекте настоящего изобретения система удаления тяжелых углеводородов включает в себя по меньшей мере один слой твердого адсорбента. Указанный по меньшей мере один слой твердого адсорбента адсорбирует, по меньшей мере, некоторые тяжелые углеводородные компоненты из нижнего потока кислого газа и практически полностью пропускает легкие компоненты кислого газа. Слой твердого адсорбента может, например, (ί) быть изготовленным из цеолитного материала или (ίί) включать в себя по меньшей мере одно молекулярное сито. Слой твердого адсорбента может попутно адсорбировать, по меньшей мере, некоторое количество диоксида углерода. В этом случае система удаления тяжелых углеводородов предпочтительно также включает в себя сепаратор, такой как гравитационный сепаратор.
Гравитационный сепаратор отделяет, например, жидкие тяжелые углеводородные компоненты от газообразного СО2.
В другом аспекте настоящего изобретения система удаления тяжелых углеводородов включает в себя систему экстракционной дистилляции, принимающую нижний поток кислого газа и разделяющую этот нижний поток кислого газа на первый поток флюида, состоящего, главным образом, из диоксида углерода и, возможно, сероводорода, и на второй поток флюида, состоящего, главным образом, из тяжелых углеводородных компонентов.
Краткое описание чертежей
Для лучшего понимания настоящего изобретения к настоящему документу приложены некоторые иллюстрации, схемы и/или диаграммы. Однако следует отметить, что чертежи иллюстрируют только избранные варианты осуществления настоящих изобретений и поэтому не должны рассматриваться как ограничивающие их объем, поскольку настоящие изобретения могут допускать другие равно эффективные варианты их осуществления и способы их применения.
Фиг. 1 представляет собой вид сбоку дистилляционной колонны ΟΡΖ в одном варианте осуществления настоящего изобретения, представленный в виде иллюстрации. Поток охлажденного неочищенного газа впрыскивают в промежуточную зону колонны, где осуществляют регулируемое замораживание.
Фиг. 2А представляет собой вид сверху плавильного поддона в одном варианте осуществления настоящего изобретения. Плавильный поддон находится в колонне ниже зоны регулируемого замораживания.
- 4 024798
Фиг. 2В представляет собой вид поперечного разреза плавильного поддона фиг. 2А, сделанного по линии 2В-2В.
Фиг. 2С представляет собой вид поперечного разреза плавильного поддона фиг. 2А, сделанного по линии 2С-2С.
Фиг. 3 представляет собой увеличенный вид сбоку ректификационных тарелок в нижней дистилляционной зоне дистилляционной колонны в одном варианте осуществления настоящего изобретения.
Фиг. 4А представляет собой перспективный вид струйной тарелки, которую можно применять либо в нижней дистилляционной секции, либо в верхней дистилляционной зоне дистилляционной колонны в одном варианте осуществления настоящего изобретения.
Фиг. 4В представляет собой вид сбоку одного из отверстий в струйной тарелке фиг. 4А.
Фиг. 5 представляет собой вид сбоку промежуточной зоны регулируемого замораживания в дистилляционной колонне фиг. 1. В этой проекции к промежуточной зоне регулируемого замораживания для иллюстрации добавлены две открытые перегородки.
Фиг. 6А представляет собой принципиальную схему, показывающую станцию газоподготовки, которая служит для удаления кислых газов из газового потока. В этом варианте схемы тяжелые углеводороды удаляют из газового потока перед системой удаления кислого газа с помощью системы физического растворителя.
Фиг. 6В предоставляет более подробную принципиальную схему системы физического растворителя фиг. 6А. Система физического растворителя работает, осуществляя контакт потока обезвоженного газа для удаления тяжелых углеводородов.
Фиг. 7 представляет собой принципиальную схему, показывающую станцию газоподготовки, которая служит для удаления кислых газов из газового потока. В этом варианте схемы тяжелые углеводороды удаляют из газового потока посредством мембранного контактного фильтра, установленного в технологической схеме выше системы удаления кислого газа.
Фиг. 8 представляет собой принципиальную схему станции газоподготовки. В этом варианте схемы тяжелые углеводороды удаляют из газового потока с помощью адсорбирующего слоя, в котором применяют адсорбционное кинетическое разделение и который помещен в технологической схеме выше системы удаления кислого газа.
Фиг. 9 представляет собой принципиальную схему станции газоподготовки. В этом варианте схемы тяжелые углеводороды удаляют из газового потока с помощью экстракционной дистилляционной системы, помещенной в технологической схеме выше системы удаления кислого газа.
Фиг. 10 представляет собой принципиальную схему станции газоподготовки. В этом варианте схемы тяжелые углеводороды удаляют из газового потока посредством турбодетандера, помещенного в технологической схеме выше системы удаления кислого газа.
Фиг. 11 представляет собой принципиальную схему станции газоподготовки. В этом варианте схемы тяжелые углеводороды удаляют из газового потока с помощью циклонного аппарата, помещенного в технологической схеме выше системы удаления кислого газа.
Фиг. 12 представляет собой принципиальную схему станции газоподготовки. В этом варианте схемы тяжелые углеводороды удаляют из газового потока с помощью адсорбционной системы с циклическим изменением температуры, помещенной в технологической схеме выше системы удаления кислого газа.
Фиг. 13 представляет собой принципиальную схему станции газоподготовки. В этом варианте схемы тяжелые углеводороды удаляют из газового потока с помощью адсорбционной системы с циклическим изменением давления, помещенной в технологической схеме выше системы удаления кислого газа.
Фиг. 14 представляет собой принципиальную схему станции газоподготовки. В этом варианте схемы тяжелые углеводороды удаляют из газового потока в точке технологической схемы, находящейся выше системы удаления кислого газа. Дополнительные тяжелые углеводороды удаляют из нижнего потока кислого газа в точке технологической схемы, находящейся ниже системы удаления кислого газа.
Фиг. 15 представляет собой принципиальную схему станции газоподготовки. В этом варианте схемы тяжелые углеводороды удаляют из газового потока посредством процесса адсорбционного кинетического разделения, проводимого в точке технологической схемы, находящейся ниже системы удаления кислого газа.
Подробное описание некоторых вариантов осуществления
Определения.
Термин углеводород, используемый в настоящем документе, относится к органическому соединению, которое включает в себя, главным образом, если не исключительно, элементы водород и углерод. В целом, углеводороды разделяют на два класса: алифатические, или углеводороды с прямой цепью, и циклические, или углеводороды с замкнутыми кольцами, включая циклические терпены. Примеры материалов, содержащих углеводороды, включают в себя любые формы природного газа, нефть, уголь и битум, которые можно применять в качестве топлива или перерабатывать в топливо.
Термин углеводородные флюиды, используемый в настоящем документе, относится к некоторому углеводороду или смеси углеводородов, которые представляют собой газы или жидкости. Например,
- 5 024798 углеводородные флюиды могут включать в себя некоторый углеводород или смесь углеводородов, представляющих собой газы или жидкости в условиях геологического пласта, в условиях переработки или в условиях окружающей среды (15°С и давление 1 атм). Углеводородные флюиды могут включать в себя, например, нефть, природный газ, метан угольных пластов, сланцевое масло, пиролизное масло, пирогаз, продукт пиролиза угля и другие углеводороды, находящиеся в газообразном или жидком состоянии.
Термин устройство массопереноса относится к любому объекту, который принимает флюиды, предназначенные для контактирования, и пропускает эти флюиды к другим объектам, например, посредством течения под действием силы тяжести. Одним неограничивающим примером такого устройства является ректификационная тарелка, служащая для разделения некоторых компонентов. Другим примером является решетчатая (хордовая) насадка.
Термин флюид, используемый в настоящем документе, относится к газам, жидкостям и комбинациям газов и жидкостей, а также к комбинациям газов и твердых веществ и комбинациям жидкостей и твердых веществ.
Термин конденсируемые углеводороды, используемый в настоящем документе, означает углеводороды, которые конденсируются примерно при 15°С и одной атмосфере абсолютного давления. Конденсируемые углеводороды могут включать в себя, например, смесь углеводорода с числом атомов углерода, большим 4.
Термин тяжелые углеводороды, используемый в настоящем документе, относится к углеводородам, имеющим более одного атома углерода. Главными примерами тяжелых углеводородов являются этан, пропан и бутан. Другие примеры включают в себя пентан, ароматические углеводороды и диамондоиды.
Термин система охлаждения с замкнутым контуром, используемый в настоящем документе, означает любую систему охлаждения, в которой внешний рабочий флюид, такой как пропан или этилен, применяют в качестве хладагента для охлаждения верхнего метанового потока. Это отличается от системы охлаждения с открытым контуром, в которой часть этого верхнего метанового потока применяют в качестве рабочего флюида.
Термин подповерхностный, используемый в настоящем документе, относится к геологическому слою, находящемуся ниже поверхности земли.
Термин химический растворитель означает химическое вещество, которое предпочтительно присоединяется к избранному компоненту в потоке неочищенного газа посредством химической реакции, при которой имеет место перенос заряда. Неограничивающие примеры химических растворителей включают в себя амины и карбонат калия, которые предпочтительно связываются с Н2§ или СО2.
Описание конкретных вариантов осуществления
Фиг. 1 представляет схему криогенной дистилляционной башни 100, которую можно применять в связи с настоящим изобретением в одном из вариантов его осуществления. В настоящем документе криогенная дистилляционная башня может быть взаимозаменяемо названа криогенной дистилляционной башней, колонной, СР2-колонной или отгоночной башней.
Криогенная дистилляционная колонна 100, изображенная на фиг. 1, принимает исходный поток флюида 10. Поток флюида 10 состоит, главным образом, из добытых газов. Обычно поток флюида представляет собой сухой газовый поток из устья скважины или группы скважин (не показано) и содержит от примерно 65 до примерно 95% метана. Однако поток флюида 10 может содержать меньший процент метана, например около 30-65% или не более 20-40%.
Метан может присутствовать вместе со следовыми элементами других углеводородных газов, таких как этан. Кроме того, могут присутствовать следовые количества гелия и азота. В рассматриваемом варианте применения поток флюида 10 будет также включать в себя некоторые загрязняющие примеси. К ним относятся кислые газы, такие как СО2 и Н2§.
Исходный поток флюида 10 может быть при давлении добытого газа, составляющем приблизительно 600 фунтов на квадратный дюйм (рвт) (4,1 МПа). В некоторых случаях давление исходного потока флюида 10 может быть повышенным до примерно 750 рвт (5,2 МПа) или даже до 1000 ρδί (6,9 МПа).
Поток флюида 10 обычно охлаждают перед входом в дистилляционную колонну 100. Для исходного потока флюида 10 предоставлен теплообменник 150, такой как кожухотрубный теплообменник. Холодильная установка (не показана) предоставляет охлаждающий флюид (такой как жидкий пропан) теплообменнику 150 для снижения температуры исходного потока флюида 10 до температуры, находящейся в диапазоне от примерно -30 до -40°Р (диапазон от -34 до -40°С). Поток охлажденного флюида может затем проходить через дросселирующее устройство 152. Дросселирующее устройство 152 может представлять собой, например, клапан Джоуля-Томпсона (1-Т).
Дросселирующее устройство 152 служит в качестве дросселя для дополнительного охлаждения потока флюида 10.
Предпочтительно происходит также и частичное сжижение потока флюида 10. Клапан ДжоуляТомпсона (или 1-Т) является предпочтительным для вводимых газовых потоков, склонных к образованию твердых веществ. Дроссельное устройство 152 предпочтительно монтируют рядом с криогенной дистилляционной колонной 100 для минимизации тепловых потерь во вводном трубопроводе и для ми- 6 024798 нимизации вероятности закупоривания твердыми веществами в случае охлаждения некоторых компонентов (таких как СО2 или бензол) ниже их точек кипения.
В качестве альтернативы 1-Т-клапану, дросселирующее устройство 152 может представлять собой турбодетандер. Турбодетандер предоставляет большее охлаждение и создает возможность для работы на его валу, например холодильной установки, указанной выше. Теплообменник 150 представляет собой часть холодильной установки. Таким образом, оператор может минимизировать общую потребность в энергии для процесса дистилляции. Однако турбодетандер не может обрабатывать замороженные частицы так же хорошо, как 1-Т-клапан.
В любом случае, теплообменник 150 и дросселирующее устройство 152 преобразуют неочищенный газ в исходном потоке флюида 10 в поток охлажденного флюида 12. Предпочтительно температура потока охлажденного флюида 12 составляет примерно от -40° до -70°Р (от -40 до -57°С). В одном аспекте настоящего изобретения криогенная дистилляционная колонна 100 работает при давлении примерно 550 ρδΐ (3,8 МПа), а поток охлажденного флюида 12 имеет температуру приблизительно -62°Р (-52°С). В этих условиях поток охлажденного флюида 12 представляет собой существенно жидкую фазу, хотя некоторое количество паровой фазы может неизбежно попутно уноситься в поток охлажденного флюида 12. По всей вероятности, присутствие СО2 не будет вызывать образования никаких твердых веществ.
Криогенная дистилляционная колонна 100 типа ί'.ΈΖ'ΙΛΙ разделена на три основные секции. Они представляют собой нижнюю дистилляционную зону, или отгоночную секцию, 106, промежуточную зону регулируемого замораживания, или пульверизационную секцию, 108 и верхнюю дистилляционную зону, или ректификационную секцию, 110. В конфигурации колонны согласно фиг. 1 поток охлажденного флюида 12 вводят в дистилляционную колонну 100 в зоне регулируемого замораживания 108. Однако, в качестве альтернативы, поток охлажденного флюида 12 можно вводить около верхней части нижней дистилляционной зоны 106.
В конфигурации согласно фиг. 1 заметно, что нижняя дистилляционная зона 106, промежуточная пульверизационная секция 108, верхняя дистилляционная зона 110 и соответствующие компоненты помещены внутри единого кожуха 100. Однако для применения в открытом море, где следует учитывать высоту колонны 100 и возможность пространственных смещений, или для отдаленных местностей, где имеются транспортные ограничения, колонну 110 можно, необязательно, разделять на две камеры высокого давления (не показано). Например, нижняя дистилляционная зона 106 и зона регулируемого замораживания 108, могут находиться в одной камере, а верхняя дистилляционная зона 108 - в другой камере. Тогда для соединения обеих камер можно было бы применять внешний трубопровод.
В обоих вариантах осуществления настоящего изобретения температура нижней дистилляционной зоны 106 является более высокой, чем температура на впуске потока охлажденного флюида 12. Температура нижней дистилляционной зоны 106 установлена так, чтобы значительно превышать точку кипения метана в потоке охлажденного флюида 12 при рабочем давлении колонны 100. Таким образом, метан предпочтительно отгоняется от более тяжелых углеводородов и жидких компонентов кислого газа. Конечно, специалисты с обычной квалификацией в данной области техники поймут, что жидкость в дистилляционной колонне 100 представляет собой некую смесь, что означает, что эта жидкость будет кипеть при некоторой промежуточной температуре между точками кипения чистого метана и чистого СО2. Кроме того, в случае присутствия более тяжелых углеводородов (таких как этан или пропан) в этой смеси они будут повышать температуру кипения смеси. Эти факторы становятся определяющими для той части проектного решения, которая относится к рабочим температурам в дистилляционной колонне 100.
СО2 и любые другие жидкофазные флюиды, находящиеся в нижней дистилляционной зоне 106, под действием силы тяжести падают на дно криогенной дистилляционной колонны 100. В то же время метан и другие парофазные флюиды отделяются и поднимаются в верхнюю часть колонны 100. Это разделение осуществляется прежде всего благодаря разнице в плотностях между газом и жидкой фазой. Однако процессу разделения необязательно способствуют внутренние детали конструкции дистилляционной колонны 100. Как описано ниже, они включают в себя плавильный поддон 130, множество выгодным образом оформленных устройств массопереноса 126 и, необязательно, трубопровод нагревателя. Аналогичным образом, к нижней дистилляционной зоне 106 для облегчения удаления метана, а также для предварительного охлаждения впускаемого потока неочищенного газа, могут быть добавлены боковые ребойлеры (не показаны).
Обращаясь опять к фиг. 1, можно увидеть, что поток охлажденного флюида 12 может быть введен в колонну 100 вблизи верхней части нижней дистилляционной зоны 106. В качестве альтернативы, может оказаться желательным введение питающего потока 12 в зону регулируемого замораживания 108 выше плавильного поддона 130. Положение точки впрыска потока охлажденного флюида 12 является конструктивной проблемой, диктуемой прежде всего составом исходного потока флюида 10.
Когда температура потока охлажденного флюида 12 является достаточно высокой (например, выше -70°Р (-57°С)), так что можно не ожидать образования твердых веществ, может оказаться предпочтительным впрыскивание охлажденного потока флюида 12 прямо в нижнюю дистилляционную зону 106 через устройство типа двухфазной расширительной камеры (или парораспределителя) 124 в колонне 100.
- 7 024798
Применением расширительной камеры 124 служит, по меньшей мере, для частичного разделения двухфазной парожидкостной смеси в потоке охлажденного флюида 12. Расширительная камера 124 может иметь прорези, устроенные таким образом, чтобы двухфазный флюид сталкивался с направляющими плоскостями в расширительной камере 124.
Если вследствие низкой температуры на впуске возможно образование твердых веществ, может потребоваться частичное разделение потока охлажденного флюида 12 в сосуде 173 перед вводом в колонну 100, как описано выше. В этом случае охлажденный впускной поток 12 можно разделять в двухфазном сепараторе 173 для минимизации возможности закупорки твердыми веществами подводящего трубопровода и внутренних компонентов колонны 100. Газовый пар покидает двухфазный сепаратор 173 через подводящий трубопровод сосуда 11, где он входит в колонну 100 через впускной распределитель 121. Затем газ движется вверх через колонну 100. Пульпу 13, состоящую из жидкости и твердого вещества, выпускают из двухфазного сепаратора 173. Эту пульпу из жидкости и твердого вещества направляют в колонну 100 через парораспределитель 124 к плавильному поддону 130. Полужидкую пульпу 13 можно вводить в колонну под действием силы тяжести или с помощью насоса 175.
В каждой из этих двух конфигураций (с двухфазным сепаратором 173 или без него) поток охлажденного флюида 12 (или 11) входит в колонну 100. Жидкий компонент выходит из расширительной камеры 124 и перемещается вниз, проходя через группу ректификационных тарелок 126 в нижней дистилляционной зоне 106. Ректификационные тарелки 126 включают в себя ряд перегородок 128 и сливных стаканов 129. Они более полно описаны ниже в связи с фиг. 3. Ректификационные тарелки 126, в сочетании с более теплой температурой в нижней дистилляционной зоне 106, вызывают интенсивное выделение метана из раствора. Выкипевший метан и любые увлекаемые попутно молекулы диоксида углерода уносятся паром, образующимся в результате этого.
Пар поднимается далее через стаканы для прохода пара или патрубки 131 плавильного поддона 130 (видимые на фиг. 2В) в зону замораживания 108. Патрубки 131 действуют в качестве парораспределителя для равномерного распределения по зоне замораживания 108. Затем пар будет контактировать с холодной жидкостью из головок разбрызгивателей 120 для вымораживания СО2. Иными словами, СО2 будет замерзать и возвращаться в виде снега на плавильный поддон 130. После этого твердый СО2 расплавляется и под действием силы тяжести в жидком виде стекает вниз с плавильного поддона 130 и через нижнюю дистилляционную зону 106, расположенную под ним.
Как будет ниже обсуждаться более подробно, пульверизационная секция 108 представляет собой промежуточную зону замораживания в криогенной дистилляционной колонне 100. В альтернативной конфигурации, в которой поток охлажденного флюида 12 разделяют в сосуде 173 перед входом в колонну 100, часть отделенной пульпы 13, состоящей из жидкости и твердого вещества, вводят в колонну 100 непосредственно над плавильным поддоном 130. При этом полужидкая смесь кислого газа и более тяжелых углеводородных компонентов будет вытекать из распределителя 121, а твердые вещества и жидкости будут падать на. плавильный поддон 130.
Плавильный поддон 130 устроен так, чтобы принимать жидкие и твердые материалы, в первую очередь СО2 и Н2§, поступающие под действием силы тяжести из промежуточной зоны регулируемого замораживания 108. Плавильный поддон 130 служит для нагревания жидких и твердых материалов и направления их вниз через нижнюю дистилляционную зону 106 в жидкой форме для дальнейшей очистки. Полужидкую смесь из зоны регулируемого замораживания 108 плавильный поддон 130 собирает и нагревает в той жидкости, которая уже собрана на нем. Плавильный поддон 130 сконструирован так, чтобы выпускать поток пара обратно в зону регулируемого замораживания 108, обеспечивая перенос тепла, достаточный для плавления твердого СО2, и способствовать дренированию полужидкой пульты, обеспечивая ее отекание для нижней дистилляции или в нижнюю дистилляционную зону 10 6, находящуюся в колонне 100 ниже плавильного поддона 130.
Фиг. 2А предоставляет вид в плане плавильного поддона 130 в одном варианте осуществления настоящего изобретения. Фиг. 2В предоставляет вид поперечного сечения плавильного поддона 130, сделанного по линии В-В фиг. 2А. Фиг. 2С показывает вид поперечного сечения плавильного поддона 130, сделанного по линии С-С. Описание плавильного поддона 130 будет дано совместно по этим трем рисункам.
Во-первых, плавильный поддон 130 включает в себя основание 134. Основание 134 может представлять собой существенно плоское тело. Однако, в предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения, показанном на фиг. 2А, 2В и 2С, для основания 134 применяют существенно неплоский профиль. Неплоская конфигурация предоставляет увеличенную площадь поверхности для контакта жидкостей и твердых веществ, оседающих на плавильном поддоне 130 из зоны регулируемого замораживания 108. Это служит для увеличения теплопереноса от паров, проходящих вверх из нижней дистилляционной зоны 106 колонны 100, к жидкостям и оттаивающимся твердым веществам. 3 одном аспекте настоящего изобретения основание 134 имеет волнистую форму. В другом аспекте настоящего изобретения основание 134 имеет существенно синусоидальную форму. Этот вид конструкции поддона показан на фиг. 2В. Понятно, что для увеличения площади теплопереноса можно, в виде альтернативы, применять и другие неплоские геометрические формы плавильного поддона 130.
- 8 024798
Предпочтительно основание 134 плавильного поддона имеет форму с некоторым уклоном. Этот уклон продемонстрирован на виде сбоку, представленном на фиг. 2С. Хотя большинство твердых веществ должно расплавляться, уклон служит для обеспечения соскальзывания всех нерасплавившихся твердых веществ, имеющихся в жидкой смеси, с плавильного поддона 130 в расположенную ниже дистилляционную зону 106.
На фиг. 2С в центре плавильного поддона 130 виден сточный патрубок или канал 138. Основание 134 плавильного поддона имеет уклон внутрь к каналу 138, служащий для сдвига полужидкой смеси. Основание 134 может быть скошенным любым способом, способствующим гравитационному отводу жидкости.
Как описано в патенте США № 4533372, плавильный поддон назван поддоном с патрубком. Причиной этого является наличие единственного пропускного патрубка. Этот патрубок предоставлял отверстие, через которое пары могут двигаться вверх, проходя через этот поддон. Однако наличие единственного патрубка означало, что все газы, движущиеся вверх через этот поддон с патрубком, должны были выходить через единственное отверстие. С другой стороны, в плавильном поддоне 130, изображенном на фиг. 2А, 2В и 2С, предоставлено множество патрубков 131. Применение многих патрубков 131 улучшает распределение пара. Это способствует лучшему тепло/массопереносу в промежуточной зоне регулируемого замораживания 108.
Патрубки 131 могут быть любого профиля. Например, патрубки 131 могут быть круглыми, прямоугольными или иметь любую другую форму, дающую возможность пару проходить через плавильный поддон 130. Патрубки 131 могут также быть узкими и расширяться в зону регулируемого замораживания 108. Этим обеспечивают сброс давления, благоприятный для равномерного распределения пара при его подъеме в зону регулируемого замораживания (ΟΡΖ) 108. Предпочтительно для предоставления дополнительной площади теплопереноса, патрубки 131 располагают в верхних точках волнообразной поверхности основания 134.
Предпочтительно верхние отверстия патрубков 131 накрыты колпачками или крышками 132. Это уменьшает вероятность того, что твердые вещества, падающие из зоны регулируемого замораживания 108, могли бы не попасть на плавильный поддон 130. На фиг. 2А, 2В и 2С крышки 132 видны на верхней части каждого из патрубков 131.
Плавильный поддон 130 может также быть сконструированным в виде колпачковой барботажной тарелки. Барботажные колпаки определяют выпуклые углубления в основании 134, выступающие с нижней стороны плавильного поддона 130. Барботажные колпаки дополнительно увеличивают площадь поверхности в плавильном поддоне 130 и предоставляют дополнительный теплоперенос к жидкости, обогащенной СО2. Благодаря этой конструкции предоставляют адекватный отвод жидкости, такой как тот, который создают увеличенным углом скоса, обеспечивая направление жидкости к ректификационным тарелкам 126, находящимся внизу.
Обращаясь опять к фиг. 1, можно увидеть, что плавильный поддон 130 может быть сконструирован и с внешней системой переноса жидкости. Эта система переноса служит для обеспечения того, чтобы вся жидкость была существенно свободной от твердых веществ и чтобы был предоставлен достаточный теплоперенос. Транспортная система, во-первых, включает в себя сливной патрубок 136. В одном варианте осуществления настоящего изобретения сливной патрубок 136 находится внутри сточного колодца, или канала, 138 (показанного на фиг. 2С). Флюиды, собранные в канале 138, доставляют к транспортному трубопроводу 135. Поток по транспортному трубопроводу 135 можно регулировать посредством регулировочного клапана 137 и регулятора уровня ЬС (видного на фиг. 1). Флюиды возвращают к нижней дистилляционной зоне 106 по транспортному трубопроводу 135. Если уровень жидкости слишком высок, регулировочный клапан 137 открывают; если уровень слишком низок, регулировочный клапан 137 закрывают. Если оператор решает не применять транспортную систему в нижней дистилляционной зоне 106, регулировочный клапан 137 закрывают и флюиды направляют непосредственно к устройствам массопереноса, или ректификационным тарелкам, 126 ниже плавильного поддона 130 для отделения через переточную трубку 139.
Независимо от того, применяют или не применяют систему внешнего переноса, твердый СО2 нагревают на плавильном поддоне 130 и преобразуют в жидкость, обогащенную СО2. Плавильный поддон 130 нагревают снизу парами из нижней дистилляционной зоны 106. Дополнительное тепло, необязательно, может быть подведено к плавильному поддону 130 или непосредственно над основанием 134 плавильного поддона разнообразными средствами, такими как трубопровод обогревателя 25. Трубопровод обогревателя 25 утилизирует тепловую энергию, уже доступную из нижнего ребойлера 160 и способствующую оттаиванию твердых веществ.
Жидкость, обогащенную СО2, отводят с плавильного поддона 130 под контролем регулятора уровня и под действием силы тяжести вводят в нижнюю дистилляционную зону 106. Как отмечено выше, в нижней дистилляционной зоне 106, находящейся ниже плавильного поддона 130, предоставлено множество ректификационных тарелок 126. Ректификационные тарелки 126 предпочтительно расположены параллельно одна над другой. Каждую из ректификационных тарелок 126 можно устанавливать с очень слабым уклоном, снабжая некоторым бортиком, поддерживающим на тарелке определенный уровень
- 9 024798 жидкости. Флюиды протекают по каждой тарелке под действием силы тяжести, перетекают через бортик и затем по переточной трубке стекают вниз на следующую тарелку.
Ректификационные тарелки 126 могут быть размещены разнообразными способами. Ректификационные тарелки 126 могут быть размещены в общем горизонтальном отношении, формируя возвратнопоступательный каскадный поток жидкости. Однако предпочтительно размещать ректификационные тарелки 126 так, чтобы создавать каскадный поток жидкости, разделенный отдельными ректификационными тарелками существенно вдоль одной и той же горизонтальной плоскости. Это показано в конфигурации, представленной на фиг. 3, где поток жидкости разделен по меньшей мере один раз, так что жидкость течет через отдельные тарелки и падает в две противоположные переточные трубки 129.
Фиг. 3 предоставляет боковую проекцию размещения ректификационной тарелки 126 в одном варианте осуществления настоящего изобретения. Каждая из ректификационных тарелок 126 принимает и собирает жидкость, падающую на нее сверху. Предпочтительно каждая ректификационная тарелка 126 имеет бортик 128, который служит преградой, обеспечивающей сбор небольшого слоя жидкости на каждой ректификационной тарелке 126. Его высота может составлять от 1/2 до 1 дюйма (12,7-25,4 мм), хотя высота может быть любой. Эффект водопада создают преградами 128, когда жидкость падает с одной тарелки 126 на следующую нижнюю тарелку 126. В одном варианте осуществления настоящего изобретения ректификационные тарелки 126 не имеют уклона, но эффект водопада создают посредством более высокой конфигурации борта 128. Флюид контактирует с восходящим паром, обогащенным более легкими углеводородами, которые отгоняют метан из жидкости, протекающей в поперечном направлении по этой контактной площади тарелок 126. Бортики 128 служат для динамического закрытия переточных трубок 129, помогая предотвращать проскок пара через переточные трубки 129 и дополнительно облегчая отделение углеводородных газов.
Процентное содержание метана в жидкости становится все более низким по мере продвижения жидкости вниз по нижней дистилляционной зоне 106. Степень дистилляции зависит от числа тарелок 126 в нижней дистилляционной зоне 106. В верхней части нижней дистилляционной зоны 106 содержание метана в жидкости может составлять до 25 мол.%, тогда как на нижней ректификационной тарелке содержание метана может быть не более 0,04 мол.%. Содержание метана быстро уменьшается по мере продвижения по ректификационным тарелкам 126 (или другим устройствам массопереноса). Число устройств массопереноса, применяемых в нижней дистилляционной зоне 106 является предметом конструкционного выбора, определяемого составом потока неочищенного газа 10, давлением в колонне и спецификационными требованиями к содержанию метана в нижнем потоке 26. Однако обычно для удаления метана из сжиженного кислого газа, - например, до желаемого уровня, составляющего не более 1%, нужно только несколько уровней ректификационных тарелок 126.
Можно применять разнообразные индивидуальные конфигурации ректификационных тарелок 126, облегчающие отгонку метана. Ректификационная тарелка 126 может просто представлять собой панель в виде сита с отверстиями или барботажными колпаками. Однако для предоставления дополнительного теплопереноса к флюиду и для предупреждения нежелательного закупоривания твердыми веществами можно применять так называемые струйные тарелки, помещаемые ниже плавильного поддона. Вместо тарелок можно также применять неупорядоченную или структурированную насадку.
Фиг. 4А предоставляет вид в плане струйной тарелки 426, показанной в качестве примера тарелки, применяемой в одном варианте осуществления настоящего изобретения. Фиг. 4В предоставляет вид поперечного разреза формирующей струю обогнутой высечки (козырька) 422 на струйной тарелке 426. Как показано, каждая струйная тарелка 426 имеет корпус 424 со множеством струйных высечек 422, образованных в корпусе 424. Каждая струйная высечка 422 имеет отогнутый под некоторым углом полукруглый козырек 428, находящийся над отверстием 425. Таким образом, струйная тарелка 426 имеет множество малых отверстий 42 5.
В рабочей конфигурации одну или более струйных тарелок 426 можно помещать в нижней дистилляционной зоне 106 и/или в верхней дистилляционной зоне 110 колонны 100. Тарелки 426 можно размещать со множественными пропускными отверстиями, подобно изображению ректификационных тарелок 126 на фиг. 3. Однако можно применять любые варианты размещения тарелок или насадок, способствующие отгонке газообразного метана. Флюид каскадом стекает с каждой струйной тарелки 426. Затем флюиды протекают по корпусу 424. Высечки 424 ориентируют оптимально для быстрого и эффективного движения флюида по тарелке 426. Необязательно, для перемещения жидкости к последующей тарелке 426 может быть предоставлена примыкающая переточная трубка (не показана). Отверстия 425 также дают возможность газовым парам, высвобожденным в процессе движении флюида в нижней дистилляционной зоне, более эффективно проходить вверх к плавильному поддону 130 и через патрубки 131.
В одном аспекте настоящего изобретения тарелки (такие как тарелки 126 или 426) могут быть изготовленными из материалов, устойчивых к обрастанию, т.е. из материалов, предупреждающих обрастание твердым налетом. Материалы, устойчивые к обрастанию, применяют в некотором технологическом оборудовании для предупреждения образования налета из частиц корродированного металла, полимеров, солей, гидратов, тонких частиц катализатора или других твердых химических соединений. В случае криогенной дистилляционной колонны 100, материалы, устойчивые к обрастанию, можно применять в
- 10 024798 тарелках 126 или 426 для ограничения налипания твердого СО2. Например, на поверхности тарелок 126 или 426 можно применять покрытие из Тефлона™.
В качестве альтернативы, для обеспечения того, чтобы СО2 в твердой форме не начал налипать вдоль внутреннего диаметра колонны 100, можно применять ее особую физическую конструкцию. Для этого можно так ориентировать струйные высечки 422, чтобы они направляли жидкость вдоль стенки колонны 100, тем самым предотвращая скапливание твердых веществ вдоль стенки колонны 100 и обеспечивая хороший контакт пара с жидкостью.
При любом расположении тарелок разделение материалов происходит тогда, когда стекающая вниз жидкость падает на ректификационные тарелки 126. Газообразный метан отгоняется от раствора и движется вверх в форме пара. Однако СО2 в целом является достаточно холодным, а его концентрация является достаточно высокой, вследствие чего он остается, по большей части, в своей жидкой форме и движется вниз ко дну нижней дистилляционной зоны 106, хотя некоторое количество СО2 в этом процессе будет неизбежно испаряться. Затем жидкость движется из криогенной дистилляционной колонны 100 по выпускному трубопроводу в виде потока нижнего флюида 22.
После выхода из дистилляционной колонны 100 поток нижнего флюида 22 входит в ребойлер 160. На фиг. 1 ребойлер 160 представляет собой котлообразный сосуд, который предоставляет пар, произведенный кипячением, к нижней части ректификационных тарелок. Трубопровод пара ребойлера, виден в позиции 27. Кроме того, пар из ребойлера можно доставлять через обогревающий трубопровод 25, предоставляя дополнительное тепло плавильному поддону 130. Дополнительное тепло регулируют клапаном 165 и регулятором температуры ТС. В качестве альтернативы, для охлаждения исходного потока флюида 10 и экономии энергии можно применять теплообменник, такой как термосифонный теплообменник (не показан). В этом отношении, жидкости, входящие в ребойлер 160, остаются при относительно низкой температуре - например, при 30-40°Р (от -1 до +4°С). Объединяя тепло с исходным потоком флюида 10, оператор может нагревать и частично кипятить поток холодного нижнего флюида 22 из дистилляционной колонны 100, одновременно предварительно охлаждая поток добытого флюида 10. Для этого случая, флюид, предоставляющий дополнительное тепло по трубопроводу 25, представляет собой смешанную фазу, возвращаемую из ребойлера 160.
Предполагается, что при некоторых условиях плавильный поддон 130 может функционировать без нагревательного трубопровода 25. В этих случаях плавильный поддон 130 может быть сконструирован с внутренним подогревом, например с электрическим нагревателем. Однако предпочтительно, чтобы была предложена нагревательная система, в которой применяют тепловую энергию, доступную в нижнем потоке флюида 22. В одном аспекте настоящего изобретения теплые флюиды в нагревательном трубопроводе 25 существуют при 30-40°Р (от -1 до +4°С), т.е. они содержат относительную тепловую энергию. Так, на фиг. 1 поток теплого пара в нагревательном трубопроводе 25 показан направляемым к плавильному поддону 130 через нагревательный змеевик (не показан) на плавильном поддоне 130. В качестве альтернативы, поток теплого пара может быть связан с транспортным трубопроводом 135.
В рабочем состоянии большую часть пара из ребойлера вводят в нижней части колонны по трубопроводу 127 над уровнем придонной жидкости и около или ниже последней ректификационной тарелки 126. При прохождении пара из ребойлера вверх через все тарелки 126 из жидкости отгоняется остаточный метан. При продвижении к верхней части колонны этот пар охлаждается. К тому времени, когда поток пара из трубопровода 127 достигает рифленого плавильного поддона 130, его температура может понизиться до значений, находящихся в диапазоне от -20 до 0°Р (от -29 до -18°С). Однако он остается достаточно теплым по сравнению с плавящимся твердым веществом на плавильном поддоне 130, температура которого может быть в диапазоне от примерно -50 до -70°Р (от -46 до -57°С). Этот пар все еще имеет достаточно энтальпии для того, чтобы расплавлять твердый СО2, контактирующий с плавильным поддоном 130.
Возвращаясь к рассмотрению ребойлера 160, можно увидеть, что флюиды в нижнем потоке 24, выходящие из ребойлера 160 в жидкой форме, могут, необязательно, проходить через клапан детандера 162. Клапан детандера 162 снижает давление нижнего жидкого продукта, эффективно создавая охлаждающий эффект. Таким образом представляют охлажденный нижний поток 26. Обогащенную СО2 жидкость, выходящую из ребойлера 160, можно закачивать в подземное пространство через одну или более скважин, предназначенных для осуществления ΆΟΙ (схематично показанных в позиции 250 на фиг. 1). В некоторых ситуациях жидкий СО2 можно закачивать в частично истощенный нефтяной пласт как часть процесса повышения добычи нефти. Таким образом, СО2 мог бы служить смешивающимся нагнетаемым агентом. В качестве альтернативы, СО2 можно применять в качестве смешивающегося затопляющего агента для повышения добычи нефти.
Обращаясь опять к нижней дистилляционной зоне 106 колонны 100, можно увидеть, что газ поднимается через нижнюю дистилляционную зону 106 и через патрубки 131 в плавильном поддоне 131 в зону регулируемого замораживания 108. Зона регулируемого замораживания 108 представляет собой открытую камеру, имеющую множество пульверизационных форсунок 122. По мере движения пара вверх через зону регулируемого замораживания 108 температура пара становится намного холоднее. Пар контактирует с жидким метаном (флегмой), поступающим из пульверизационных форсунок 122. Этот жидкий
- 11 024798 метан, будучи охлажденным во внешней холодильной установке, включающей в себя теплообменник 170, является намного более холодным, чем поднимающийся пар. В одном варианте конфигурации жидкий метан выходит из пульверизационных форсунок 122 при температуре, составляющей приблизительно от -120 до -130°Р (от -84 до -90°С). Однако при испарении жидкий метан поглощает тепло из среды, его окружающей, тем самым снижая температуру пара, движущегося вверх. Испарившийся метан, вследствие его низкой плотности (по сравнению с жидким метаном) и вследствие градиента давления в дистилляционной колонне 100, также течет вверх.
Продолжая движение вверх по криогенной дистилляционной колонне 100, пары метана покидают промежуточную зону регулируемого замораживания 108 и входят в верхнюю дистилляционную зону 110. Пары продолжают двигаться вверх вместе с другими легкими газами, отогнанными из потока охлажденного исходного флюида 12. Объединенные углеводородные пары выходят из верхней части криогенной дистилляционной колонны 100, становясь верхним метановым потоком 14.
Углеводородный газ в верхнем метановом потоке 14 направляют во внешнюю холодильную установку 170. В одном аспекте настоящего изобретения холодильная установка 170 использует этиленовый хладагент или другие хладагенты, способные охлаждать верхний метановый поток 14 от примерно 135°Р (-93°С) до -145°Р (-98°С). Это служит, по меньшей мере, для частичного сжижения верхнего метанового потока 14. Охлажденный метановый поток 14 затем направляют к дефлегматору или в сепараторную камеру 172.
Сепараторную камеру 172 применяют для отделения газа 16 от жидкости 18, иногда называемой жидкой флегмой 18. Газ 16 представляет собой более легкие углеводородные газы, главным образом, метан, из исходного потока неочищенного газа 10. Могут также присутствовать азот и гелий. Конечно, метановый газ 16, с любыми следами этана, представляет собой продукт, требующий окончательного улавливания и коммерческого сбыта. Эта несжиженная часть верхнего метанового потока 14 является также доступной в качестве топлива, используемого на месте.
Часть верхнего метанового потока 14, выходящего из холодильной установки 170, является сконденсированной. Эта часть представляет собой жидкую флегму 18, которую отделяют в сепараторной камере 172 и возвращают в колонну 100. Для возвращения жидкой флегмы 18 в колонну 100 можно применять насос 19. В качестве альтернативы, сепараторную камеру 172 монтируют над колонной 100, обеспечивая введение жидкой флегмы 18 по действием силы тяжести. Жидкая флегма будет включать в себя весь диоксид углерода, выходящий из верхней дистилляционной зоны 110. Однако большая часть жидкой флегмы 18 представляет собой метан (обычно не менее 95%) с азотом (если он присутствует в потоке исходного флюида 10) и следами сероводорода (также если он присутствует в потоке исходного флюида 10).
В одном варианте организации охлаждения верхний метановый поток 14 отбирают через холодильную систему с разомкнутым контуром, такую как система, показанная на фиг. 6А и описанная в связи с этой фигурой. В этом варианте конфигурации, представленном на фиг. 6А, верхний метановый поток 112 отбирают через перекрестноточный теплообменник 113 для охлаждения возвращаемой части верхнего метанового потока, используемой в качестве жидкой флегмы 18. После этого верхний метановый поток 112 сжимают до примерно 1000-1400 рМ (6,9-9,7 МПа) и затем охлаждают, используя атмосферный воздух и, возможно, пропановый хладагент. Затем поток сжатого и охлажденного газа направляют через детандер на дальнейшее охлаждение. Для еще более полного извлечения жидкости можно применять турбодетандер, а также использовать некоторые аппараты, работающие на его валу. Патент США № 6053007, озаглавленный Ргосезз Рог Зерагайпд а МиШ-Сотропеп! Оаз 81геат Сотаийпд а! Ьеаз! Опе Ргее/аЫе Сотропеп! (Способ разделения многокомпонентного газового потока, содержащего не менее одного замораживаемого компонента) описывает охлаждение верхнего метанового потока; указанный патент во всей его полноте включен в настоящий документ посредством ссылки.
Понятно, что настоящие изобретения не ограничивается способом охлаждения верхнего метанового потока 14. Понятно также, что степень охлаждения между холодильной установкой 170 и холодильной установкой исходного потока 150 может варьировать. В некоторых случаях может быть желательным функционирование холодильной установки 150 при более высокой температуре; но затем может быть более сильное охлаждение верхнего метанового потока 14 в холодильной установке 170. И в этом случае настоящее изобретение не ограничивается выбором этих типов конструкции.
Возвращаясь опять к фиг. 1, можно увидеть, что жидкую флегму 18 возвращают в верхнюю дистилляционную зону 110. Затем жидкая флегма под действием силы тяжести переносится через одно или более устройств массопереноса 116 в верхней дистилляционной зоне 110. В одном варианте осуществления настоящего изобретения указанные устройства массопереноса 116 представляют собой ректификационные тарелки, предоставляющие каскадный ряд перегородок 118 и переточных трубок 119, подобные тарелкам 126, описанным выше.
По мере продвижения флюидов из потока жидкой флегмы 18 вниз через ректификационные тарелки 116 происходит дополнительное испарение метана из верхней дистилляционной зоны 110. Эти метановые газы объединяются с верхним метановым потоком 14, становясь частью потока газового продукта 16. Однако остающаяся жидкая фаза жидкой флегмы 18 падает на коллекторную тарелку 140. При этом
- 12 024798 поток жидкой флегмы 18 неизбежно будет собирать небольшие в процентном отношении количества углеводородных и остаточных кислых газов, поднимающихся из зоны регулируемого замораживания 108. Жидкую смесь метана и диоксида углерода собирают на коллекторной тарелке 140.
Предпочтительно коллекторная тарелка 140 представляет собой существенно плоскую емкость для сбора жидкостей. Однако, как и плавильный поддон 130, коллекторная тарелка 140 также имеет один патрубок (предпочтительно некоторое множество патрубков) для пропуска газов, поступающих из зоны регулируемого замораживания 108. Патрубки и колпаки можно размещать так, как представлено компонентами 131 и 132 на фиг. 2В и 2С. Патрубки и колпаки 142 для коллекторной тарелки 140 показаны в увеличенном виде на фиг. 5, дополнительно обсуждаемой ниже.
В настоящем документе отмечено, что в верхней дистилляционной зоне 110 при рабочей температуре весь Н2§ предпочтительно находится не в газообразном состоянии, а является растворенным в жидкости. В этом отношении, Н2§ имеет сравнительно низкую относительную летучесть. Осуществляя контакт остающегося пара с дополнительной жидкостью, криогенная дистилляционная колонна 100 снижает концентрацию Н2§ до желаемого предела на уровне миллионных долей (ррт; м.д.), например, согласно спецификации, до 10 м.д. или даже до 4 м.д. При движении флюида через устройства массопереноса 116 в верхней дистилляционной зоне 110 сероводород контактирует с жидким метаном и поглощается из паровой фазы, становясь частью жидкого потока 20. После этого Н2§ в жидкой форме движется вниз через нижнюю дистилляционную зону 106 и в конце выходит из криогенной дистилляционной колонны 100 в виде части нижнего потока сжиженного кислого газа 22.
В криогенной дистилляционной колонне 100 жидкость, захваченную на коллекторной тарелке 140, отводят из верхней дистилляционной зоны 110 в виде жидкого потока 20. Жидкий поток 20 состоит, главным образом, из метана. В одном аспекте настоящего изобретения жидкий поток 20 состоит примерно на 93 мол.% из метана, 3% СО2, 0,5% Н2§ и 3,5% Ν2. Он является лишь слегка более теплым, чем поток жидкой флегмы 18. Жидкий поток 20 направляют в сборник флегмы 174. Назначение сборника флегмы 174 состоит в предоставлении буферной емкости для компрессора 176. После выхода из сборника флегмы 174 создают пульверизуемый поток 21. Пульверизуемый поток 21 подвергают сжатию в компрессоре 176 для повторного ввода в криогенную дистилляционную колонну 100. В этом случае пульверизуемый поток 21 закачивают в промежуточную зону регулируемого замораживания 108 и выпускают через форсунки 122.
Некоторая часть пульверизуемого потока 21 (особенно метан) после выхода из форсунок 122 испаряется и улетучивается. Оттуда метан поднимается через зону регулируемого замораживания 108 в верхнюю дистилляционную зону 110, через патрубки в коллекторной тарелке 140 и через устройства массопереноса 116 в верхней дистилляционной зоне 110. Метан покидает дистилляционную колонну 100 в виде верхнего метанового потока 14 и в конце становится частью коммерческого продукта в газовом потоке 16.
Пульверизуемый поток 21 из форсунок 122 также вызывает десублимацию диоксида углерода из газовой фазы. 3 этом отношении СО2, первоначально растворенный в жидком метане, может мгновенно войти в газовую фазу и двинуться вверх вместе с метаном. Однако из-за холодной температуры в зоне регулируемого замораживания 108 любой газообразный диоксид углерода быстро образует зародыши кристаллизации, агломерируется в твердую фазу и начинает выпадать в виде снега. Это явление называют десублимацией. Таким образом, некоторое количество СО2 никогда не входит повторно в жидкую фазу, до тех пор пока оно не столкнется с плавильным поддоном 130. Оттуда жидкость, обогащенная СО2, каскадом стекает по устройствам массопереноса или тарелкам 126 в нижней дистилляционной зоне 106 вместе с жидким СО2 из потока охлажденного неочищенного газа 12, как описано выше. В этой точке любой остающийся метан из пульверизуемого потока 21 из форсунок 122 должен быстро отгоняться в пар. Эти пары движутся вверх по криогенной дистилляционной колонне 100 и повторно входят в верхнюю дистилляционную зону 110.
Желательно иметь охлажденную жидкость, контактирующую с как можно большим количеством газа, поднимающегося по колонне 100. Если пар обходит пульверизуемый поток 21, выпускаемый из форсунок 122, более высокие уровни СО2 могут достигнуть верхней дистилляционной зоны 110 колонны 100. Для повышения эффективности контакта газа с жидкостью в зоне регулируемого замораживания 108 можно применять множество форсунок 122, имеющих специально сконструированную конфигурацию. Таким образом, вместо применения единственного источника пульверизации на одном или более уровней с потоком жидкой флегмы 21, можно применять несколько пульверизационных головок 120, необязательно, сконструированных с множественными пульверизационными форсунками 122.
Правообладатель настоящего изобретения ранее, в находящейся одновременно на рассмотрении опубликованной заявке на патент № \УО 2008/091316, имеющей дату международной регистрации 20 ноября 2007 г., предложил разнообразные варианты размещения форсунок. Указанная заявка и фиг. 6А и 6В включены в настоящий документ посредством ссылки для информации о конфигурациях форсунок. Форсунки должны обеспечивать 360-градусное покрытие в зоне регулируемого замораживания 108 и предоставлять хороший контакт пара с жидкостью и тепло/массоперенос. Это, в свою очередь, более эффективно охлаждает любой газообразный диоксид углерода, поднимающийся вверх через криогенную
- 13 024798 дистилляционную колонну 100.
Применение такого размещения множественных пульверизационных головок 120 и соответствующих форсунок 122 с взаимно перекрывающимися областями орошения, обеспечивающими полное покрытие, минимизирует и противоточное смешивание. В этом отношении, полное покрытие предупреждает обратный подъем тонких частиц СО2 с малой массой в дистилляционной колонне 100 и их вхождение в верхнюю дистилляционную зону 110. Эти частицы могли бы затем повторно смешиваться с метаном и повторно входить в верхний метановый поток 14, только для того, чтобы повторно подвергнуться дополнительному циклу переработки.
Можно видеть, что процесс циркуляции паров через криогенную дистилляционную колонну 100 в конце концов производит углеводородный продукт, состоящий из метана в виде коммерческого продукта 16. Газообразный продукт отправляют по трубопроводу на продажу. Если производят достаточно флегмы, поток газообразного продукта 16 предпочтительно удовлетворяет спецификации трубопроводов, ограничивающей содержание СО2 в диапазоне от 1 до 4 мол.%, а также спецификации, требующей, чтобы содержание Н2§ не превышало 4 м.д. В то же время кислые газы удаляют с потоком выходящего флюида 22.
Если присутствует азот в количествах, превышающих, например, 3 мол.%, можно применять отдельный технологический процесс удаления азота. Спецификации трубопроводов, как правило, требуют, чтобы общее содержание инертных газов было не более 3 мол.%. Один из вариантов удаления избыточного азота состоит в применении слоя твердого адсорбента (не показан). Твердый адсорбент в этом слое может представлять собой цеолитный материал, образующий молекулярное сито с некоторым конкретным размером пор. Такое молекулярное сито помещают вдоль верхнего метанового потока для удаления из него азота. Предпочтительно это проводят ранее охлаждения.
После полного адсорбционного насыщения молекулярного сита азотом его можно регенерировать, применяя либо адсорбцию при переменном давлении, либо адсорбцию при переменной температуре. Молекулярное сито нельзя регенерировать, используя, например, адсорбцию воды неочищенного вводимого газа, поскольку в конце такой процедуры десорбированный азот войдет обратно в колонну и, следовательно, не будет удален из системы.
Хотя система, описанная выше в связи с фиг. 1, выгодна для производства продукта в виде трубопроводного газа 16, существенно свободного от кислого газа, система может терять более тяжелые углеводороды в охлажденный нижний поток 26. В этом случае более тяжелые углеводороды, такие как этан и пропан, могут присутствовать в потоке исходного флюида 10. Дистилляционная колонна 100 будет высвобождать более легкие компоненты, такие как метан, гелий, азот и, возможно, некоторое количество этана, в верхнем потоке 14, но большая часть этана и других более тяжелых углеводородов будет сжижена с диоксидом углерода и, таким образом, потеряна в нижнем потоке 26.
Конечно, эти более тяжелые углеводороды имеют ценность в качестве коммерческого продукта. Поэтому в настоящем документе предложены системы и способы для улавливания более тяжелых углеводородов, добываемых с потоком исходного флюида 10.
Большую часть поставляемых на рынок С2- и С3+-углеводородов извлекают из природного газа. Такие компоненты обычно называют газоконденсатными жидкостями (ΝΟΕ). В одном общем подходе, более тяжелые углеводороды улавливают перед входом потока исходного флюида 10 в дистилляционную колонну 100. Таким путем в дистилляционную колонну 100 вводят более тощий газ.
Один из методов удаления тяжелых углеводородов выше по технологической схеме основан на применении физических растворителей. Определенные физические растворители имеют сродство к тяжелым углеводородам и могут быть использованы для отделения тяжелых углеводородов от метана. Примеры подходящих физических растворителей включают в себя Ν-метилпирролидон, пропиленкарбонат, метилцианоацетат и охлажденный метанол.
Предпочтительным примером физического растворителя является сульфолан, имеющий химическое название тетраметиленсульфон. Сульфолан представляет собой сероорганическое соединение, содержащее сульфонильную функциональную группу. Сульфонильная группа представляет собой атом серы, связанный двойными связями с двумя атомами кислорода. Двойная связь между серой и кислородом является высокополярной, способствующей хорошей растворимости в воде. В то же время четырехуглеродное кольцо предоставляет сродство к углеводородам. Эти свойства дают возможность сульфолану смешиваться как с водой, так и с углеводородами, результатом чего является его широкое применение в качестве растворителя для очистки углеводородных смесей.
Другим подходящим физическим растворителем является Селексол™. Селексол™ является торговым наименованием для продукта, производимого в Όον СЬет1са1 Сотрапу для обработки газа. Селексол™ представляет собой смесь простых диметиловых эфиров полиэтиленгликолей. Примером одного такого компонента является диметокситетраэтиленгликоль. Селексол™ можно также применять в качестве растворителя для очистки углеводородных смесей.
Фиг. 6А представляет собой принципиальную схему, показывающую станцию газоподготовки 600, служащую для удаления кислых газов из газового потока в одном варианте осуществления настоящего изобретения. В этой системе газоподготовки применяют способ, основанный на использовании физиче- 14 024798 ского растворителя перед системой удаления кислого газа. Вся система удаления кислого газа указана в общем виде в позиции 650, а процесс, основанный на применении растворителя, указан в общем виде как блок 605. Система удаления кислого газа 650 включает в себя сепараторный сосуд у блока 100. Блок 100 обозначает в общем виде колонну 100 с зоной регулируемого замораживания, изображенную на фиг. 1, но он может представлять любую криогенную дистилляционную колонну.
На фиг. 6А поток добытого газа показан в позиции 612. Поток добытого газа 612 образуется в результате добычи углеводородов, проводимой на участке освоения месторождения, или в поле 610. Понятно, что поле 610 может представлять собой любую местность, где добывают газообразные углеводороды.
Поле 610 может быть на суше, в прибрежной акватории или в открытом море. Поле 610 можно разрабатывать, используя исходное пластовое давление в залежи или на нем могут проводиться специальные процедуры, способствующие повышению добычи. Системы и способы, заявленные в настоящем документе, не ограничены типом поля, которое подвергают разработке, до тех пор пока на нем добывают углеводороды, загрязненные примесями кислого газа. Углеводороды будут содержать, главным образом, метан, но они будут также включать в себя от 2 до 10 мол.% этана и/или других более тяжелых углеводородов.
Поток добытого газа 612 может проходить по трубопроводу, например от поля 610 до станции газоподготовки 600. После поступления на станцию газоподготовки 600 поток добытого газа 612 можно направлять на дегидратацию, такую как дегидратация, проводимая в аппарате для сушки гликолем. Аппарат для сушки гликолем схематически показан в позиции 620. В результате прохождения потока добытого газа 612 через дегидратационный аппарат 620 возникает водный поток 622. В некоторых случаях поток неочищенного газа можно смешивать с моноэтиленгликолем (МЕС) для предупреждения выпадения воды и образования гидратов. МЕС можно разбрызгивать, например, на охладитель и жидкости, собранные для разделения на воду, более концентрированный МЕС и, возможно, некоторые тяжелые углеводороды, в зависимости от температуры охладителя и состава вводимого газа.
Водный поток 622 можно направлять на участок водоочистки. В качестве альтернативы, водный поток 622 можно повторно нагнетать под землю. Подземное пространство указано как блок 630. В качестве еще одной альтернативы, поток удаленной воды 622 можно подвергать очистке и затем выпускать в местный водный бассейн (не показан) в виде очищенной воды.
Кроме того, в результате пропускания потока добытого газа 612 через дегидратационный аппарат 620 производят поток существенно обезвоженного неочищенного газа 624. Поток неочищенного газа 624 может содержать следовые количества азота, гелия и других инертных газов. В соответствии с настоящей системой и способами поток обезвоженного газа 624 содержит также этан и, возможно, пропан или даже следовые количества бутана и ароматических углеводородов. Эти вещества представляют собой тяжелые углеводороды.
Поток неочищенного газа 624, необязательно, пропускают через установку предварительного охлаждения 625. Холодильная установка 625 охлаждает газовый поток 624 до температуры, находящейся в диапазоне от примерно 20 до 50°Р (в диапазоне от -7 до +10°С). Холодильная установка 625 может представлять собой, например, воздушный, этиленовый или пропановый холодильник.
Системы, проиллюстрированные на фиг. 6А, удаляют более тяжелые углеводороды из потока неочищенного газа 624. На станции газоподготовки 600 предоставлена система физического растворителя 605. Поток обезвоженного газа 624 входит в систему физического растворителя 605. Система физического растворителя 605 приводит газовый поток 624 в контакт с физическим растворителем для удаления тяжелых углеводородов посредством процесса абсорбции. Это имеет место при относительно низких температурах и относительно высоких давлениях, при которых растворимость компонентов кислого газа является большей, чем растворимость метана.
Фиг. 6В предоставляет принципиальную схему системы физического растворителя 605 в одном варианте осуществления настоящего изобретения. Система физического растворителя 605 работает, осуществляя контакт обезвоженного газового потока 624 для удаления тяжелых углеводородов. Обезвоженный газовый поток 624 можно видеть входящим во впускной сепаратор 660. Впускной сепаратор 660 служит для удаления любых конденсированных углеводородов. Впускной сепаратор 660 может также отфильтровывать жидкие загрязнения, такие как буровые флюиды. В идеальном варианте, воду удаляют в дегидратационном аппарате 620, находящемся выше по технологической схеме. Может также иметь место отфильтровывание некоторых частиц. Понятно, что желательно поддерживать газовый поток 624 чистым, чтобы предотвратить вспенивание жидкого растворителя в процессе обработки кислого газа.
Жидкости, такие как буровые флюиды, осаждаются на дно впускного сепаратора 660. Поток жидких загрязнений виден в позиции 622. Жидкие загрязнения обычно направляют на станцию водоочистки (не показана) или их можно обратно закачивать под землю для поддержания пластового давления или в качестве сбрасываемых стоков. Газ выходит из верхней части впускного сепаратора 660. Очищенный газовый поток виден в позиции 664.
Очищенный газовый поток 664, необязательно, направляют в газо-газовый теплообменник. Газогазовый теплообменник 665 предварительно охлаждает газ в очищенном газовом потоке 664. Затем очи- 15 024798 щенный газ направляют в абсорбер 67 0. Поглотителем в абсорбере 670 может быть, например, растворитель, а сам абсорбер 670 может представлять собой противоточную контактную колонну. В этом случае очищенный газовый поток 664 входит в нижнюю часть колонны 670, тогда как растворитель 696 входит в верхнюю часть колонны 670. Колонна 670 может представлять собой тарельчатую колонну, колонну с насадкой или колонну другого типа.
Понятно, что в качестве альтернативы можно применять любое число устройств небашенного типа, сконструированных для осуществления контакта газа с жидкостью. Эти устройства могут включать в себя статические смесители и прямоточные контактные устройства. Противоточная колонна фиг. 6В представлена только для иллюстрации. Следует отметить, что применение компактных прямоточных контакторов для газожидкостного контактного аппарата (одного или более) является предпочтительным, поскольку они дают возможность уменьшать размеры участка, требующегося для размещения системы физического растворителя 605, и ее массу.
В результате процесса контактирования образован поток легкого газа 678. Затем поток легкого газа 678 проходит через процесс охлаждения перед направлением в криогенную дистилляционную колонну, схематично показанную в виде блока 100 на фиг. 6А.
Обращаясь ненадолго назад к фиг. 6А, можно увидеть, что поток легкого газа 678 выходит из системы физического растворителя 605 и проходит через холодильник 626. Холодильник 626 охлаждает поток легкого газа 678 до температуры, находящейся в диапазоне от примерно 30 до -40°Р (в диапазоне от -34 до -40°С). Холодильник 626 может представлять собой, например, этиленовый или пропановый рефрижератор.
Затем поток легкого газа 678 предпочтительно движется через дросселирующее устройство 628. Дросселирующее устройство 628 может представлять собой, например, клапан Джоуля-Томпсона (1-Т). Дросселирующее устройство 628 служит в качестве детандера для дальнейшего охлаждения потока легкого газа 678. Дросселирующее устройство 628 дополнительно понижает температуру потока легкого газа 678, например до температуры, находящейся в диапазоне от примерно -70 до -80°Р (диапазон от -57 до -62°С). Предпочтительно осуществляется и, по меньшей мере, частичное сжижение газового потока 624. Охлажденный газовый поток указан при линии 611.
Обращаясь опять к фиг. 6В, можно увидеть, что контактная колонна 670 улавливает тяжелые углеводороды. Их выпускают из нижней части колонны 670 в виде насыщенного растворителя. Поток насыщенного растворителя 672 виден выходящим из колонны 670.
В варианте технологической схемы, изображенной на фиг. 6В, поток насыщенного растворителя 672 проводят через гидравлическую рекуперационную турбину 674. Это позволяет генерировать электрическую энергию для системы физического растворителя 605. Оттуда поток насыщенного растворителя 672 проводят через ряд контактных дегазаторов 680. В варианте схемы, приведенном в качестве иллюстрации на фиг. 6В, показаны три сепаратора в позициях 682, 684 и 686. Сепараторы 682, 684 и 686 работают при последовательно снижаемых температурах и давлениях в соответствии с условиями процесса обработки физическим растворителем.
Первый сепаратор 682 может работать, например, при давлении 500 ρδί (6,7 МПа) и температуре 90°Р (32°С). Первый сепаратор 682 выпускает газы, попутно унесенные в потоке насыщенного растворителя 672. Эти легкие газы, показанные в позиции 681, содержат, главным образом, метан, СО2 и любое количество Н2§. Легкие газы 681 направляют в криогенную дистилляционную колонну 100 в виде части потока легкого газа 678. Предпочтительно легкие газы 681 на пути к криогенной дистилляционной колонне 100 для повышения давления проходят через компрессор 690. Сжатие может не потребоваться, если дистилляционная колонна 100 работает при более низком давлении, чем первый контактный сепаратор 681 в схеме процесса обработки растворителем.
Было бы идеально, если бы все тяжелые углеводороды из очищенного газового потока 664 улавливались потоком насыщенного растворителя 672. Последовательно обогащаемый поток растворителя выходит из каждого из сепараторов 682, 684 и 686. Эти последовательно обогащаемые потоки изображены в виде линий 683, 685 и 687. Таким образом, физический растворитель полностью регенерируют посредством понижения давления, чем вызывают интенсивное выделение растворенных газов из растворителя.
Очевидно, что линия 687 представляет собой поток наиболее обогащенного растворителя. Часть этого потока растворителя 687 пропускают через подкачивающий насос 692 и снова вводят в контактную колонну 670 в качестве полуобедненного растворителя. Оставшуюся часть направляют в дегазатор 652.
В связи со вторым (684) и третьим (686) из указанных трех сепараторов можно отметить, что каждый из этих сепараторов (684 и 686) выпускает и очень малые количества легких газов. Эти легкие газы будут включать в себя, главным образом, диоксид углерода, возможно, с малыми количествами метана. Эти легкие газы показаны двумя отдельными линиями 689. Легкие газы можно сжимать и объединять с потоком 611, а затем направлять в криогенную дистилляционную колонну 100. В качестве альтернативы, легкие газы из потоков 689 можно прямо вводить в нижний поток сжиженного кислого газа, показанный в позиции 642 на фиг. 6А.
Одним из преимуществ применения физического растворителя для удаления тяжелых углеводородов выше по технологической схеме является то, что растворитель является, как правило, гигроскопич- 16 024798 ным. Это может устранить необходимость последующего применения стадии обезвоживания газа. Поэтому предпочитают, чтобы выбранный растворитель был сухим. Таким образом, растворитель можно использовать для дальнейшего обезвоживания неочищенного природного газа. В этом случае вода может выходить в потоке пара 691 из регенератора 652. Недостатком этого является то, что некоторые легкие углеводороды и СО2 будут до некоторой степени совместно абсорбированы в физическом растворителе. Применяя множественные сепараторы (682, 684 и 636) удаляют большую часть метана, но, как правило, не весь.
Обращаясь опять к дегазатору 652, можно увидеть, что дегазатор 652 действует как нагреватель. Тяжелые углеводороды отгоняют, выводя их из дегазатора 652 по трубопроводу 655. На фиг. 6А и 6В тяжелые углеводороды 655 показаны выходящими из системы физического растворителя 605. Тяжелые углеводороды 655 можно направлять для охлаждения через теплообменник 656. Там тяжелые углеводороды 655 конденсируют и получают жидкий тяжелый углеводородный продукт 657. Жидкий тяжелый углеводородный продукт 657 содержит жидкости природного газа (природный газоконденсат, или ЫОЬ). ЫОЬ 657, необязательно, можно пропускать через конечный сепаратор 658. Сепаратор 658 высвобождает небольшие количества остающегося метана, СО2, водяного пара и отбензиненного газа (показанного в позиции 651 и обсуждаемого ниже), выходящие из верхней части аппарата 658 по трубопроводу 691, тогда как очищенный природный газовый конденсат собирают для выпуска в виде коммерческого продукта у дна аппарата 658 по линии 659.
Дегазатор 652, изображенный на фиг. 6В, использует отбензиненный газ для отделения тяжелых углеводородов от растворителя. Дегазатор 652 можно питать отбензиненным газом любых типов. Примером является поток топливного газа с высоким содержанием СО2. Высокое содержание СО2 предпочтительно для отбензиненного газа 651, т.к. оно может помочь предварительно насытить растворитель диоксидом: углерода, тем самым приводя к меньшему поглощению СО2 из неочищенного газа 624. Отбензиненный газ 651 может представлять собой, например, часть потока легкого газа 689 из стадии дегазации при низком давлении, т.е. из сепаратора 686, что дает возможность регенерировать некоторые углеводороды. В любом случае, после испарения тяжелых углеводородов из дегазатора 652 отбензиненный газ 651 можно повторно использовать в дегазаторе 652, направляя его туда посредством компрессора или вентилятора (не показано).
Регенерированный растворитель направляют со дна регенератора 652. Регенерированный растворитель существует в виде потока 653. Регенерированный растворитель 653 пропускают через небольшой подкачивающий насос 654. Последующий больший насос 694 можно применять для достижения более высокого рабочего давления для верхней части колонны 670. После этого регенерированный растворитель 653 предпочтительно охлаждают, пропуская через теплообменник 695, имеющий холодильную установку. Затем охлажденный и регенерированный растворитель 696 направляют для повторного использования назад в контактор 670.
Обращаясь опять к фиг. 6А, можно увидеть, что охлажденный газовый поток по трубопроводу 611 входит в криогенную дистилляционную колонну 100. Криогенная дистилляционная колонна 100 может представлять собой любую колонну, которая функционирует для отгонки метана от кислых газов, с применением способа, при котором намеренно замораживают частицы СО2. Криогенная дистилляционная колонна 100 может представлять собой, например колонну СР2™(позиция 100 на фиг. 1). Охлажденный газовый поток по трубопроводу 611 входит в колонну 100 при давлении от 500 до 600 ρδί§ (3,4-4,1 МПа изб.).
Как объяснялось в связи с фиг. 1, кислые газы удаляют из дистилляционной колонны 100 в виде нижнего потока сжиженного кислого газа 642. Нижний поток 642, необязательно, можно пропускать через ребойлер 643, откуда флюид, содержащий метан, повторно направляют назад в колонну 100 в виде газового потока 644. Остающийся флюид, состоящий преимущественно из кислых газов, выпускают через трубопровод кислого газа 646. Кислый газ в трубопроводе 646 находится в жидкой форме. Этот кислый газ можно испарить, можно сбросить его давление, после чего его можно направить на установку регенерации серы (не показано). В качестве альтернативы, сжиженный кислый газ в трубопроводе 646 можно нагнетать под землю по одной или более скважин, специально предназначенных для нагнетания кислого газа (ΑΟΙ), как показано в виде блока 649. В этом случае кислый газ в трубопроводе 646 предпочтительно пропускают через подкачивающий компрессор 648.
Метан выпускают из дистилляционной колонны 100 в виде верхнего метанового потока 112. Верхний метановый поток 112 предпочтительно будет содержать не более чем примерно 2 мол.% диоксида углерода. При этом процентном содержании верхний метановый поток 112 можно использовать в качестве топливного газа или продавать на определенных рынках в качестве природного газа. Однако, согласно некоторым способам, описанным в настоящем документе, желательно подвергать верхний метановый поток 112 дальнейшей переработке. Более конкретно, верхний метановый поток 112 пропускают через холодильную систему с разомкнутым контуром.
Сначала верхний метановый поток 112 пропускают через перекрестноточный теплообменник 113. Перекрестноточный теплообменник 113 служит для предварительного охлаждения потока флегмы 18, который повторно вводят в криогенную дистилляционную колонну 100 после расширения в детандере
- 17 024798
19. Затем верхний метановый поток 112 для увеличения давления пропускают через компрессор 114.
Затем поток метана высокого давления 112 охлаждают. Это можно осуществлять, например, пропуская метановый поток 112 через воздушный холодильник 115. Получают поток холодного метана высокого давления 16. Метановый поток 16 можно сжижать, получая коммерческий продукт.
Часть потока охлажденного метана высокого давления 116, выходящего из холодильника 115, отделяют в поток флегмы 18. Поток флегмы 18 дополнительно охлаждают в теплообменнике 113, после чего подвергают расширению через устройство 19, образуя холодный пульверизационный поток 21 фиг. 1. Холодный пульверизационный поток 21 входит в дистилляционную колонну 100, где его используют в качестве холодной пульверизованной орошающей жидкости. Пульверизованная жидкость, или флегма, понижает температуру зоны регулируемого замораживания (показанную в позиции 108 на фиг. 1) и помогает вымораживать частицы СО2 и других кислых газов из обезвоженного газового потока 624, как описано выше.
И наконец, в связи с фиг. 6А и 6В можно отметить, что если в обезвоженном потоке неочищенного газа 624 присутствует сероводород, его значительная часть будет проходить не задерживаясь через сепараторы 682, 684, 686 с тяжелыми углеводородами. Некоторое количество сероводорода могло бы повторно вернуться в цикл, входя в контактную колонну 670 по трубопроводу 687. Во избежание этого сценария можно было бы предпочесть процесс Н2§-селективного удаления Н2§, проводимый по схеме выше контактной колонны 670. Отделение может быть достигнуто традиционными способами отделения Н2§, такими как поглощение селективными аминами, окислительно-восстановительные процессы или адсорбция. Сероводород можно доставлять на установку регенерации серы (не показана) или в скважину, предназначенную для нагнетания кислого газа 649, и затем в пласт.
Другой возможный способ удаления тяжелых углеводородов перед системой удаления кислого газа известен как процесс с применением обедненного масла. Процесс с обедненным маслом является весьма сходным с процессом, основанном на применении физического растворителя, обсуждавшимся выше. В этом случае, вместо применения физического растворителя в процессе абсорбции газа жидкостью, поток жидкого углеводорода в некотором контактном устройстве приводят в контакт с потоком очищенного газа 664. Например, вместо использования сульфолана или селексола в качестве физического растворителя применяют пропан или ему подобное тяжелое углеводородное соединение.
В процессе с обедненным маслом тяжелые углеводороды предпочтительно удаляют из очищенного газового потока 664, основываясь на принципе: подобное растворяет подобное. Обедненное масло абсорбирует С3+-компоненты, вводя их в поток, который на фиг. 6В обозначен как поток насыщенного растворителя 672. Тяжелые углеводородные компоненты отгоняют из потока очищенного газа 664 в контактной колонне 670. Тяжелые углеводороды в потоке насыщенного растворителя 672 можно отделять, применяя сепаратор (такой как сепаратор 682) для извлечения остаточного метана. Часть смеси обедненного масла с тяжелыми углеводородами возвращают в цикл, вводя в контактную колонну 670 по трубопроводу 687, тогда как большую часть этой смеси получают в виде отдельного тяжелого углеводородного продукта.
В одном аспекте настоящего изобретения обедненное: масло охлаждают перед контактом с очищенным газовым потоком 664. Охлаждение обедненного масла до температур, находящихся в диапазоне от примерно 0 до 35°Р (в диапазоне от -18 до +2°С), может улучшить степень извлечения С3-углеводородов, а также С2-компонентов. В то же время, охлажденное обедненное масло может иметь склонность к совместной абсорбции значительного количества метана, а иногда и части углекислотных компонентов. Поэтому предпочтительным является поддержание температуры обедненного масла в диапазоне от примерно -10 до -30°Р (от -23 до -34°С).
Другой способ, предложенный в настоящем документе для удаления тяжелых углеводородов перед системой удаления кислого газа, включает в себя применение мембран. Мембраны действуют, обеспечивая проникновение избранных молекул из области с высоким давлением в область с низким давлением через полимерный материал.
Мембранные контактные фильтры известны как средства скруббинга кислых газов. Например, патент США № 7442233 обсуждает применение мембраны, способной осуществлять крупномасштабное удаление кислого газа (показанного в позиции 66 на фиг. 3 патента № 7442233), для частичного удаления диоксида углерода перед обработкой амином. Сообщают, что такой процесс можно применять, если содержание СО2 в потоке природного газа составляет не менее 10% по объему. Отмечено, что патент № 7442233 не применяет мембранный контактный фильтр для улавливания тяжелых углеводородов; вместо этого мембрана улавливает часть диоксида углерода, содержащегося в потоке природного газа, после чего поток кислого газа обрабатывают амином для полного удаления СО2. Некоторые тяжелые углеводороды улавливают в точке технологической схемы, находящейся ранее мембраны, применяя адсорбцию при переменной температуре или, возможно, при переменном давлении, но при этом их не собирают для коммерческого продукта. Фактически, в колонке 12 патента № 7442233 заявлено, что в том случае, когда вводимый поток неочищенного природного газа содержит мало углеводородов, можно не проводить начальную стадию адсорбции при переменном давлении или переменной температуре, прямо направляя вводимый поток неочищенного природного газа на обработку амином.
- 18 024798
Авторы настоящего изобретения обнаружили, что определенные типы мембран, такие как каучукоподобные мембраны, предпочтительно адсорбируют, растворяют и пропускают сквозь себя тяжелые углеводороды, а не легкие. Для удаления тяжелых углеводородов такие мембраны можно устанавливать в технологической схеме ранее процесса криогенной дистилляции. Примеры каучукоподобных мембран, служащих для улавливания тяжелых углеводородов, включают в себя нитриловый каучук, неопрен, полидиметилсилоксан (силиконовая резина), хлорсульфонированный полиэтилен, полисиликонкарбонатные сополимеры, фторэластомеры, пластифицированный поливинилхлорид, полиуретан, цисполибутадиен, цис-полиизопрен, поли(бутен-1), полистирол-бутадиеновые сополимеры, стиролбутадиен-стирольные блок-сополимеры, стирол-этилен-бутиленовые блок-сополимеры и термопластичные полиолефиновые эластомеры.
Фиг. 7 представляет собой принципиальную схему станции газоподготовки 700 в альтернативном варианте осуществления настоящего изобретения. Эта схема в целом соответствует схеме станции газоподготовки 600 фиг. 6А. При этом поток обезвоженного газа 624 охлаждают и затем в виде кислого газа доставляют к системе удаления кислого газа 7 50 по трубопроводу 611. Однако в этом случае вместо использования системы физического растворителя 605, сопряженной с контактной колонной 670, применяют мембранный контактный фильтр 710. Мембранный контактный фильтр преимущественно адсорбирует тяжелые углеводороды из потока обезвоженного газа 624. Пермеат 712 выпускают из мембранного контактора 710 при низком давлении, таком как давление, близкое к атмосферному. Пермеат 712 содержит, главным образом, тяжелые углеводороды, которые улавливают для продажи.
Признано, что при применении мембран, более предпочтительно адсорбирующих тяжелые углеводороды, чем метан, через каучукоподобные полимерные материалы могут также проникать и некоторые количества СО2 и Н2§. Поэтому тяжелые углеводороды, уловленные с помощью мембраны, вероятно, будут загрязнены примесями СО2 и Н2§, если последний изначально присутствует в добытом газе 612. Это означает, что пермеат 712, вероятно, будет содержать кислые газы и может потребоваться его дальнейшая переработка.
Другой способ, предложенный в настоящем документе для удаления тяжелых углеводородов перед системой удаления кислого газа, представляет собой процесс, называемый адсорбционным кинетическим разделением, или ΑΚδ. ΑΚδ применяет относительно новый класс твердых адсорбентов, причем этот способ основан на различиях в скорости адсорбции различных веществ на структурированных адсорбентах. Это существенно отличается от традиционных равновесно регулируемых адсорбционных процессов, проводимых в изменяемых условиях, при которых селективность определяется прежде всего равновесноадсорбционными свойствами твердого адсорбента. В последнем случае изотерма конкурентной адсорбции легкого продукта в микропорах или свободный объем адсорбента не имеют значения.
В случае кинетически регулируемого процесса адсорбции при переменных условиях селективность определяется прежде всего диффузионными свойствами адсорбента и коэффициентом диффузионного переноса в микропорах. Адсорбент имеет кинетическую селективность для двух или более компонентов газа. Термин кинетическая селективность, используемый в настоящем документе, определен как отношение однокомпонентных диффузионных коэффициентов, Ό (в м2/с), для двух разных веществ. Эти однокомпонентные коэффициенты диффузии известны также как коэффициенты диффузионного переноса Стефана-Максвелла, которые измеряют для данного адсорбента и для данного чистого компонента газа. Поэтому, например, кинетическая селективность конкретного адсорбента для компонента А относительно компонента В была бы равной ΌΑ/ϋΒ. Однокомпонентные коэффициенты диффузии для некоторого материала можно определять с помощью тестов, хорошо известных в области технологии адсорбционных материалов.
Предпочтительным способом измерения кинетического коэффициента диффузии является анализ частотных характеристик, описанный в публикации Ксусз, с! а1. ίη Ргесщепсу Μοάιιίαΐίοη МсИойз Рог Όίίίπδίοη апб Αάδοτρίίοη МсазигстсШз ίη Рогоик δοϊίάδ, 1. РЬуз. С1ст. Β. 101, ρρ. 614-622 (1997). В кинетически регулируемом разделении предпочитают, чтобы кинетическая селективность (т.е. ΌΑ/ϋΒ) выбранного адсорбента для первого компонента (например, компонента А) относительно второго компонента (например, компонента В) превышала 5 (более предпочтительно превышала 20 и, еще более предпочтительно превышала 50).
Предпочитают, чтобы адсорбент представлял собой цеолитный материал. Неограничивающие примеры цеолитов, имеющих размеры пор, подходящие для удаления тяжелых углеводородов, включают в себя МР1, фожазит, МСМ-41 и Вс1а. Для предотвращения избыточного засорения адсорбента предпочитают, чтобы отношение δ:./Α1 у цеолита, применяемого в варианте осуществления способа удаления тяжелых углеводородов согласно настоящему изобретению, составляло от примерно 20 до примерно 1000, предпочтительно от примерно 200 до примерно 1000. Дополнительной технической информацией о применении адсорбционного кинетического разделения для разделения компонентов углеводородного газа является опубликованный патент США № 2008/0282884, полное раскрытие которого включено в настоящий документ посредством ссылки.
В процессе применения адсорбционного кинетического разделения (ΑΚδ) более тяжелые (более медленные) углеводороды будут задерживаться адсорбентом. Это означает, что они будут извлекаться
- 19 024798 при более низком давлении. С другой стороны, легкие компоненты, т.е. метан, Ν2 и СО2, будут отделяться от адсорбента при среднем давлении, в виде потока кислого газа. Этот поток кислого газа охлаждают и затем направляют в систему удаления кислого газа.
Фиг. 8 представляет собой принципиальную схему станции газоподготовки 800, в которой применяют процесс адсорбционного кинетического разделения. Это схема 800 в целом соответствует схеме станции газоподготовки 600 фиг. 6А. В этом отношении, поток обезвоженного газа 624 охлаждают и затем в виде кислого газа доставляют к системе удаления кислого газа 850 по трубопроводу 611. Однако, вместо использования системы физического растворителя 605, сопряженной с контактной колонной 670 и расположенной в технологической схеме выше системы удаления кислого газа 850, применяют АК8 со слоем адсорбента 810'. Слой адсорбента 810' предпочтительно адсорбирует тяжелые углеводороды. Затем, при низком давлении, из слоя твердого адсорбента выпускают поток природного газоконденсата 814.
Поток природного газоконденсата 814 содержит, главным образом, тяжелые углеводороды, но в нем имеется и некоторое количество диоксида углерода. По этой причине для отделения диоксида углерода из природного газоконденсата предпочтительно применяют процесс перегонки. Перегонный аппарат показан в позиции 820. Перегонный аппарат 820 может представлять собой, например, тарельчатую колонну или колонну с насадкой, применяемую в качестве системы очистки от загрязняющих веществ. Газообразный диоксид углерода выпускают через верхний трубопровод 824. Трубопровод 824 предпочтительно соединяют с трубопроводом кислого газа 646 для нагнетания кислого газа в пласт 649. Тяжелые углеводороды выходят из аппарата 820 через нижний трубопровод 822, где их улавливают для продажи.
Отмечено, что процесс адсорбционного кинетического разделения системы 800 может быть более выгодным для извлечения тяжелых углеводородов из потоков природного газа, добываемых при большом избытке давления. В этой ситуации кислый газ в трубопроводе 611 имеет давление, достаточное для переработки в криогенной дистилляционной колонне 100. Например, избыточное давление может превышать 400 ρδί§ (2,8 МПа изб.).
Слой адсорбента 810' выпускает поток легких газов 812. Эти легкие газы состоят, главным образом, из метана и диоксида углерода. Предпочитают, чтобы охлаждение легких газов 812 проводилось до входа в криогенную дистилляционную колонну 100. На станции газоподготовки 800, приведенной в качестве примера, легкие газы 812 пропускают через холодильную установку 626, а затем через дросселирующее устройство 628. Дросселирующее устройство 628 может представлять собой, например, клапан Дкоуля-Томпсона (1-Т). Предпочитают хотя бы часть процесса сжижения легких газов 812 проводить с охлаждением. Поток охлажденного кислого газа образуется в позиции 611 и направляется к системе удаления кислого газа.
Другой способ, предложенный в настоящем документе для удаления тяжелых углеводородов перед системой удаления кислого газа, представляет собой процесс, называемый экстракционной перегонкой. При экстракционной перегонке применяют растворитель и по меньшей мере две дистилляционные колонны для облегчения разделения близкокипящих компонентов.
Фиг. 9 предоставляет схематический вид станции газоподготовки 900, на которой применяют систему экстракционной перегонки 900. Система экстракционной перегонки 900 показана на технологической схеме выше криогенной дистилляционной колонны 100. Видно, что сначала поток обезвоженного газа 624 входит во впускной сепаратор 660. Впускной сепаратор 660 служит для удаления любых сконденсированных углеводородов. Впускной сепаратор 660 может также отделять жидкие загрязнения, такие как буровые растворы. Возможно и отфильтровывание некоторых частиц. Понятно, что для предупреждения пенообразования жидкого растворителя в процессе обработки кислого газа желательно поддерживать газовый поток 624 как можно более чистым.
Жидкие загрязнения выходят из нижней части впускного сепаратора 660. Поток загрязнений виден в позиции 662. Одновременно из верхней части впускного сепаратора 660 выходит газ. Поток очищенного газа виден в позиции 664. Поток очищенного газа 664 содержит как легкие, так и тяжелые углеводороды. В потоке очищенного газа 664 имеются и кислые газы, такие как диоксид углерода.
Поток очищенного газа 664 входит в колонну экстракционной перегонки. В варианте размещения, проиллюстрированном на фиг. 9, показаны две колонны регенерации растворителя (910 и 920). Однако понятно, что можно применять более двух колонн.
Колонна экстракционной перегонки 910 смешивает растворитель с потоком очищенного газа 664 в некотором сосуде. В первой колонне 910 температура обычно составляет от -100 до 50°Р (от -73 до +10°С). В первой колонне 910 растворитель поглощает тяжелые углеводороды, в результате чего растворитель покидает колонну 910 в виде нижнего потока тяжелых углеводородов 914. Он будет также содержать значительное количество СО2. Одновременно легкие углеводороды выходят из колонны 910 в верхнем потоке 912.
Нижний поток тяжелых углеводородов 914 входит в колонну удаления СО2 920. Температура во второй колонне 920 обычно составляет от 0 до 250°Р (от -18 до +121°С), что выше, чем температура в первой колонне 910. Во второй колонне 920 растворитель и тяжелые углеводороды опять покидают колонну 920 в виде нижнего потока тяжелых углеводородов 924. В то же время этан и диоксид углерода
- 20 024798 выходят из второй колонны 920 в виде верхнего потока диоксида углерода 922. Верхний поток 922, необязательно, можно вводить в верхний поток 912, хотя предпочтительно их поддерживать раздельными. Предпочтительно верхний поток 922 направляют на сброс, как показано на фиг. 9. Если содержание СО2 в верхнем потоке 912 слишком велико и не удовлетворяет требованиям спецификации трубопровода, легкие газы в верхнем потоке 912 предпочтительно подвергают повторному сжатию посредством компрессора 94 0 и затем охлаждают в холодильной установке 626 и с помощью 1-Т-клапана 628. Повторно сжатые и частично сжиженные легкие компоненты затем входят в криогенную дистилляционную колонну 100. Колонна 100 работает для отделения кислых газов от метана, образуя верхний метановый поток 12 и нижний поток кислого газа 22.
В одном аспекте настоящего изобретения верхний поток диоксида углерода 922 можно прямо направлять в нижний поток кислого газа 22.
Конечная колонна 930 показана на фиг. 9. Конечная колонна 930 является колонной регенерации добавленного вещества. Колонна регенерации добавленного вещества 930 использует принципы ректификации для отделения тяжелых углеводородных компонентов, известных как конденсат природного газа, от растворителя. Температура в третьей колонне 930 обычно составляет от 80 до 350°Р (27-177°С), что выше, чем температура во второй колонне 920. Конденсат природного газа выходит из колонны 930 по трубопроводу 932 и направляется на обработку в установку удаления любых остаточных количеств Н2§ и СО2. Установка, служащая для этой обработки, может представлять собой, например, жидкостножидкостный экстрактор, в котором для удаления Н2§/СО2 применяют амин.
Растворитель покидает колонну регенерации добавленного вещества 930 в виде нижнего потока растворителя 934. Нижний поток растворителя 934 представляет собой регенерированное добавленное вещество. Большую часть нижнего потока растворителя 934 повторно вводят в первую колонну 910 для процесса экстракционной перегонки. Избыточный растворитель из потока 934, необязательно, можно по трубопроводу 936 объединять с потоком конденсата природного газа 932 для дальнейшей обработки.
Дополнительные способы удаления тяжелых углеводородов из потока кислого газа показаны на фиг. 10 и 11. Первая из них (фиг. 10) представляет принципиальную схему станции газоподготовки 1000, на которой перед криогенной дистилляционной колонной 100 применяют турбодетандер. Турбодетандер виден в позиции 1010.
Станция газоподготовки 1000 в целом соответствует станции газоподготовки 600, изображенной на фиг. 6А. В этом отношении, поток обезвоженного газа 624 охлаждают и затем в виде потока кислого газа в трубопроводе 611 доставляют к системе удаления кислого газа 1050. Однако в этом случае вместо использования системы физического растворителя 605, сопряженной с контактной колонной 670, применяют турбодетандер 1010, за которым следует сепаратор 1020.
Турбодетандер представляет собой центробежную или осевую турбину, посредством которой расширяют сжатый газ.
Турбодетандеры обычно применяют для выполнения полезной работы, например для приведения в действие компрессора. В этом отношении, турбодетандеры создают источник вращательного момента для таких процессов, как компримирование или охлаждение. В рассматриваемом варианте применения турбодетандер 1010 предпочтительно используют для получения электрической энергии, что показано в виде линии 1012.
Кислый газ выпускают из турбодетандера 1010 по трубопроводу 1014. Этот газ 1014 находится в охлажденном состоянии вследствие падения давления, произведенного турбодетандером 1010. По меньшей мере, часть охлажденного газа 1014 можно сжижать, в частности, его тяжелые углеводородные компоненты, но температуру следует поддерживать выше температуры, при которой СО2 переходит в твердое состояние. Охлажденный газ 1014 доставляют в сепаратор, показанный в позиции 1020. Сепаратор 1020 разделяет охлажденный газ 1014 на тяжелые углеводородные компоненты и компоненты легкого газа. Тяжелые углеводороды, которые также содержат СО2, спускают из сепаратора 1020 по трубопроводу 1024 и улавливают для продажи. Легкие углеводороды, содержащие СО2, пропускают по трубопроводу 1022 и доставляют к дистилляционной колонне, такой как колонна 100 на фиг. 1.
Предпочтительно перед входом легких газов 1022 в криогенную дистилляционную колонну 100 их дополнительно охлаждают. На станции газоподготовки 1000, представленной в качестве иллюстрации, легкие газы 1022 пропускают через холодильную установку 626. Холодильная установка 626 охлаждает легкие газы 1022 до температуры, находящейся в диапазоне от примерно -30 до -40°Р (в диапазоне от -34 до -40°С). Холодильная установка 626 может представлять собой, например, этиленовый или пропановый холодильник.
Предпочтительно легкие газы 1022 затем проводят через дросселирующее устройство 628, если доступно достаточное давление. Дросселирующее устройство 628 может представлять собой, например, клапан Джоуля-Томпсона (1-Т). Дросселирующее устройство 628 служит в качестве детандера для дополнительного охлаждения легких газов 1022. Дросселирующее устройство 628 дополнительно понижает температуру легких газов 1022, например до температуры, находящейся в диапазоне от примерно -70 до -80°Р (в диапазоне от -57 до -62°С). Предпочтительно осуществляют и, по меньшей мере, частичное сжижение газов 1022. Поток охлажденного кислого газа указан в позиции 611. Кислый газ в трубопрово- 21 024798 де 611 направляют к системе удаления кислого газа 1050.
Фиг. 11 представляет принципиальную схему другой станции газоподготовки 1100, на которой тяжелые углеводороды отделяют от потока легкого газа в точке технологической схемы, находящейся ранее криогенной дистилляционной колонны. В этом варианте размещения оборудования, на станции газоподготовки 1100, как часть процесса разделения, применяют циклонный аппарат. Циклонный аппарат схематично показан в позиции 1110.
Станция газоподготовки 1100 в целом соответствует станции газоподготовки 600, изображенной на фиг. 6А. В этом отношении, поток обезвоженного газа 624 охлаждают и затем в виде кислого газа по трубопроводу 611 доставляют к системе удаления кислого газа 1150. Однако в этом случае вместо использования системы физического растворителя 605, сопряженной с контактной колонной 670, применяют циклонный аппарат 1110. Циклонный аппарат 1110 частично отделяет тяжелые углеводороды от потока обезвоженного газа 624.
Циклонный аппарат обычно представляет собой продолговатый конический аппарат, в котором используют эффекты вращения и силу тяжести для разделения материалов. Циклонные аппараты наиболее широко применяют для удаления твердых частиц из воздушного, газового или водного потока. Циклонные аппараты работают на принципе вихревого разделения. Они способны достигнуть эффективного разделения без применения фильтров. В рассматриваемом варианте применения циклонный аппарат 1110 осуществляет начальное частичное отделение тяжелых углеводородов от легких газов. Обычно в циклонном аппарате 1110 давление падает примерно на 25%.
Одним из примеров подходящих циклонных аппаратов 1110 является ТХУЧТЕК™ Зирегеотс 8ерага!ог, доступный у Т\\т51ег, В.У (Нидерланды). Т^18ТЕК™ представляет собой компактный трубчатый аппарат, который принимает газ и за несколько секунд (или быстрее) разгоняет его до сверхзвуковых скоростей. Т^18ТЕК™ можно применять для отделения воды и/или тяжелых углеводородов от легких газов. Другим подходящим примером циклонного аппарата является УотШер. УогЮер представляет собой вихревую трубу, которую можно применять для отделения тяжелых углеводородов или воды от природного газа. Работа вихревых труб основана на физическом эффекте Ранка-Хилша. Поток флюидов тангенциально впрыскивают в центр продолговатой трубы. Флюид вращается внутри трубы, причем первый флюидный компонент выходит на одном конце в виде теплого флюида, а второй флюидный компонент выходит на противоположном конце в виде холодного флюида.
Как видно на фиг. 11, циклонный аппарат 1110 выпускает легкий газ 1122. Легкий газ 1122 содержит легкие углеводороды (в первую очередь, метан) и кислые газы, такие как СО2. Как описано выше в связи с фиг. 10, легкий газ 1122 охлаждают перед его доставкой по трубопроводу 611 в виде потока кислого газа к криогенной дистилляционной колонне 100.
Циклонный аппарат 1110 также выпускает поток тяжелого флюида 1112. Поток тяжелого флюида 1112 содержит тяжелые углеводороды, которые первоначально были частью потока обезвоженного газа 624. Поскольку циклонный аппарат 1110 не является полностью эффективным в разделении компонентов флюида, поток тяжелого флюида 1112 будет также содержать некоторые углеводороды и диоксид углерода. Поэтому поток тяжелого флюида 1112 доставляют к сепаратору флюида 1120 для дальнейшей переработки. 1120 может представлять собой, например, стабилизатор конденсата.
1120 выпускает тяжелые углеводороды по трубопроводу 1126. Тяжелые углеводороды в трубопроводе 1126 улавливают для продажи. Сепаратор флюида 1120 также выпускает легкие газы, как указано при линии 1124. Легкие газы 1124 включают в себя легкие углеводороды (в первую очередь, метан) и кислые газы. Легкие газы в трубопроводе 1124 предпочтительно перед охлаждением объединяют с легкими газами в трубопроводе 1122. В качестве альтернативы, легкие газы компримируют и объединяют с нижним трубопроводом кислого газа 646 перед нагнетанием в пласт или направлением на сброс.
Два дополнительных способа, которые можно применять для удаления тяжелых углеводородов, проводимого в точке технологической схемы, находящейся ранее криогенной дистилляционной колонны, основаны на применении слоя адсорбента. В одном способе применяют адсорбцию при переменной температуре, а в другом - адсорбцию при переменном давлении. В каждом случае материал адсорбента регенерируют для повторного использования.
Фиг. 12 предоставляет принципиальную схему станции газоподготовки 1200, на которой для удаления тяжелых углеводородов применяют адсорбцию при переменной температуре. Станция газоподготовки 1200 в целом работает в соответствии со станцией газоподготовки 600, изображенной на фиг. 6. В этом отношении, поток обезвоженного газа 624 охлаждают и затем в виде потока кислого газа по трубопроводу 611 доставляют к системе удаления кислого газа 1250. Однако в этом случае вместо использования системы физического растворителя 605, сопряженной с контактной колонной 670, применяют систему адсорбции при переменной температуре 1210. Система адсорбции при переменной температуре 1210 осуществляет, по меньшей мере, частичное отделение тяжелых углеводородов от потока обезвоженного газа 624.
В системе адсорбции при переменной температуре 1210 применяют слой адсорбента, который селективно адсорбирует тяжелые углеводороды, но пропускает, не задерживая, легкие газы. Легкие газы показаны выпускаемыми при линии 1212. Легкие газы 1212 содержат диоксид углерода и доставляются к
- 22 024798 дистилляционной колонне, такой как колонна 100 на фиг. 1.
В этом случае опять предпочитают дополнительно охлаждать легкие газы 1212 перед входом в криогенную дистилляционную колонну 100. На станции газоподготовки 1000, представленной в качестве иллюстрации, легкие газы 1212 пропускают через холодильную установку 626, а затем через дросселирующее устройство 628. Дросселирующее устройство 628 может представлять собой, например, клапан Джоуля-Томпсона (Ι-Т). Предпочтительно совместно с охлаждением выполняют, по меньшей мере, частичное сжижение газов 1212. Образуется поток охлажденного кислого газа, который по трубопроводу 611 доставляют к системе удаления кислого газа 1250.
Обращаясь опять к системе адсорбции при переменном давлении 1210, можно указать, что слой адсорбента в системе адсорбции при переменном давлении 1210 предпочтительно представляет собой молекулярное сито, изготовленное из цеолита. Однако можно применять другие слои адсорбентов, такие как слои, заполненные силикагелем. Специалисты с обычной квалификацией в области технологии разделения углеводородных газов поймут, что выбор слоя адсорбента обычно будет зависеть от состава тяжелых углеводородов. Например, слои молекулярных сит могут быть наиболее эффективными при удалении С2-С4-компонентов, тогда как слои силикагеля могут быть наиболее эффективными при удалении тяжелых С5+-углеводородов.
В рабочих условиях слой адсорбента находится в камере высокого давления. Слой адсорбента принимает поток обезвоженного газа 624 и адсорбирует тяжелые углеводороды вместе с определенным количеством диоксида углерода. Слой адсорбента в адсорбционной системе 1210 будут заменять после его насыщения тяжелыми углеводородами. Тяжелые углеводороды (и сопровождающие их кислые газы) будут высвобождать из слоя, нагревая его подогретым сухим газом. Газы, подходящие для этого, включают в себя часть верхнего метанового потока 112, подогретый азот или топливный газ, доступный иначе. Как видно на фиг. 12, поток тяжелых углеводородных флюидов выпускают по трубопроводу 1214.
Блок 1240 изображает нагреватель газа для регенерации слоя адсорбента. Регенерационная камера 1240 принимает сухой газ 1232. В конфигурации, изображенной на фиг. 12, сухой газ получают из верхнего метанового потока 112. Верхний метановый поток 112 содержит, главным образом, метан, но может также включать в себя следовые количества азота и гелия. Верхний метановый поток 112 предпочтительно компримируют для повышения давления газа в регенерационном нагревателе. В позиции 1230 показан подкачивающий компрессор. Однако регенерацию осуществляют, главным образом, посредством повышенной температуры.
Для адекватной регенерации может потребоваться от 5 до 10% верхнего метанового потока 112. Регенерационная камера 1240 выпускает поток регенерированного флюида 1242. Поток регенерированного флюида 1242 направляют к адсорбционной системе 1210.
Для цикла регенерации при переменной температуре предпочтительно необходимы три слоя адсорбента: первый слой используют для адсорбции в адсорбционной системе 1210; второй слой подвергают регенерации; а третий слой, уже регенерированный, находится в резерве для использования в адсорбционной системе 1210 после полного насыщения первого слоя тяжелыми углеводородами. Таким образом, для более эффективной работы параллельно применяют, как минимум, три слоя. Эти слои могут быть образованы, например, силикагелем.
Как было отмечено, адсорбционная система 1210 выпускает поток тяжелых углеводородных флюидов 1214. Поток тяжелых углеводородных флюидов 1214 содержит, главным образом, тяжелые углеводороды, но он, по всей вероятности, будет также содержать и диоксид углерода. По этой причине перед выпуском тяжелых углеводородов на продажу желательно проводить дополнительную обработку потока тяжелых углеводородных флюидов 1214.
В одном аспекте настоящего изобретения поток тяжелых углеводородных флюидов 1214 охлаждают, используя холодильную установку 1216. Это вызывает, по меньшей мере, частичное сжижение тяжелых углеводородов в потоке тяжелых углеводородных флюидов 1214. Затем поток тяжелых углеводородных флюидов 1214 вводят в сепаратор 1220. Сепаратор 1220 предпочтительно представляет собой гравитационный сепаратор, который отделяет тяжелые углеводороды от легких газов. Легкие газы выпускают из верхней части сепаратора 1220 (схематично показано при линии 1222). Легкие газы, выпущенные из сепаратора 1220 по трубопроводу 1222, возвращают в поток обезвоженного газа 624. Одновременно тяжелые углеводороды выпускают из нижней части сепаратора 1220 (схематично показано при линии 1224).
Как отмечено, станция газоподготовки 1200 может не включать в себя дегидратационный аппарат 620. В этом случае из адсорбционной системы 1210 с потоком тяжелых углеводородных флюидов 1214 может выделяться вода. Вода будет дополнительно выделяться из сепаратора 1220 с тяжелыми углеводородами в трубопроводе 1224. Предпочтительно затем можно было бы отделять воду от тяжелых углеводородов, применяя, например, циклонный аппарат или флотационный сепаратор (не показано).
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения для удаления разных тяжелых углеводородных компонентов можно было бы применять комбинацию твердых адсорбентов. Например, силикагель можно было бы применять для извлечения из сопровождающего газа наиболее тяжелых из всей группы тяжелых углеводородных компонентов, т.е. С5+-углеводородов, тогда как более легкие из
- 23 024798 всей группы тяжелых углеводородов, т.е. С2-С4-компоненты, удаляли бы, используя молекулярные сита, изготовленные из цеолита. Такая комбинация твердых адсорбентов помогает предотвратить ситуацию, при которой тяжелые углеводороды остаются в газовой фазе и в конце концов оказываются с кислым газом в нижнем потоке 642.
В одном варианте применения настоящего изобретения газ из сепаратора 1220 можно сжигать для приведения в действие турбины (не показана). Турбина, в свою очередь, может приводить в действие компрессор замкнутого контура (такой как компрессор 176 на фиг. 1). В процесс удаления кислого газа можно дополнительно включать нагреватель регенерационного газа 1240, отбирая сбросное тепло от такой турбины и используя его для предварительного подогрева регенерационного газа (как указано в линии 1232), применяемого в процессе извлечения тяжелых углеводородов. Сходным образом, газ из верхнего компрессора 114 или верхнего холодильника 115 можно применять для предварительного подогрева регенерационного газа, применяемого в процессе извлечения тяжелых углеводородов.
Как было отмечено, для удаления тяжелых углеводородов, проводимого в точке технологической схемы, находящейся выше оборудования, удаляющего кислый газ, можно применять адсорбцию при переменном давлении. Фиг. 13 предоставляет принципиальную схему станции газоподготовки 1300, на которой для удаления тяжелых углеводородов применяют адсорбцию при переменном давлении. Станция газоподготовки 1300 в целом работает в соответствии со станцией газоподготовки 600, изображенной на фиг. 6. В этом отношении, поток обезвоженного газа 624 охлаждают и затем в виде потока кислого газа по трубопроводу 611 доставляют к системе удаления кислого газа 1350. Однако вместо использования контактной колонны 670, сопряженной с системой физического растворителя 605, применяют систему адсорбции при переменном давлении 1310. Система адсорбции при переменном давлении 1310 предоставляет, по меньшей мере, частичное отделение тяжелых углеводородов от потока обезвоженного газа 624.
Как и в случае с системой адсорбции при переменной температуре 1210, система адсорбции при переменном давлении 1310 использует слой адсорбента, который селективно адсорбирует тяжелые углеводороды, пропуская, не задерживая, легкие газы. Слой адсорбента предпочтительно представляет собой молекулярное сито, изготовленное из цеолита. Однако можно применять другие слои адсорбентов, такие как слои, изготовленные из силикагеля. Специалисты с обычной квалификацией по технологии разделения углеводородных газов поймут, что выбор слоя адсорбента обычно будет зависеть от состава тяжелых углеводородов.
Как видно на фиг. 13, адсорбционная система 1310 выпускает легкие газы по трубопроводу 1312. Легкие газы 1312 проводят через холодильную установку 626, а затем предпочтительно через клапан Джоуля-Томпсона 628, помещенный перед входом в криогенную дистилляционную систему 100. Одновременно из слоя адсорбента по трубопроводу 1314 выпускают поток тяжелых углеводородных флюидов.
В рабочих условиях слой адсорбента в адсорбционной системе 1310 находится в камере высокого давления. Слой адсорбента принимает поток обезвоженного газа 624 и адсорбирует тяжелые углеводороды вместе с определенным количеством диоксида углерода. Слой адсорбента в адсорбционной системе 1310 будут заменять после его насыщения тяжелыми углеводородами. Тяжелые углеводороды (и сопровождающие их кислые газы) будут высвобождать из слоя, понижая давление в камере высокого давления. Поток тяжелых углеводородных флюидов показан в позиции 1314.
В большинстве случаев снижение давления в камере высокого давления до атмосферного давления будет приводить к отделению большей части тяжелых углеводородов и попутного диоксида углерода, находящихся в потоке тяжелых углеводородных флюидов 1314, от слоя адсорбента. Однако в некоторых исключительных случаях на станции газоподготовки 1300 можно использовать вспомогательную вакуумную камеру для воздействия субатмосферным давлением на поток тяжелых углеводородных флюидов 1314. Она указана как блок 1320. При пониженном давлении тяжелые углеводороды десорбируются с твердой матрицы, составляющей слой адсорбента.
Поток тяжелых углеводородных флюидов 1314 содержит, главным образом, тяжелые углеводороды, но он, по всей вероятности, будет также содержать и диоксид углерода. По этой причине перед выпуском тяжелых углеводородов в продажу желательно проводить дополнительную обработку потока тяжелых углеводородных флюидов 1314. Тяжелые углеводороды и попутный диоксид углерода в потоке тяжелых углеводородных флюидов 1314 направляют в сепаратор 1330 по трубопроводу 1322.
В одном аспекте настоящего изобретения поток тяжелых углеводородных флюидов 1314 охлаждают в холодильной установке (не показана). Это вызывает, по меньшей мере, частичное сжижение тяжелых углеводородов в потоке тяжелых углеводородных флюидов 1314. Однако на станции газоподготовки 1300, на которой применяют адсорбцию при переменном давлении, охлаждающая система обычно не требуется, поскольку падение давления, сопровождающее выпуск потока тяжелых углеводородных флюидов 1314 из адсорбционной системы 1310, будет приводить к соответствующему понижению температуры.
- 24 024798
Сепаратор 1330 предпочтительно представляет собой гравитационный сепаратор, который отделяет тяжелые углеводороды от легких газов. Легкие газы выпускают из верхней части сепаратора 1330 (схематично показано при линии 1332). Легкие газы (в первую очередь, СО2), выпущенные из сепаратора 1330 в трубопроводе 1332 предпочтительно объединяют с нижним потоком кислого газа 624. Одновременно тяжелые углеводороды выпускают из нижней части (схематично показано при линии 1334). Тяжелые углеводороды по трубопроводу 1334 направляют на коммерческий сбыт.
Как и в случае с системой адсорбции при переменной температуре 1210, в системе адсорбции при переменном давлении 1310 можно параллельно применять несколько слоев. Первый слой используют для адсорбции в адсорбционной системе 1310. Он известен как служебный слой. Второй слой подвергают регенерации посредством снижения давления. Третий слой (уже регенерированный) находится в резерве для использования в адсорбционной системе 1310 после полного насыщения первого слоя. Таким образом, для более эффективной работы можно параллельно применять, как минимум, три слоя. Эти слои могут быть образованы, например, активированным углем или молекулярными ситами.
В некоторый вариантах осуществления настоящего изобретения для удаления разных тяжелых углеводородных компонентов можно было бы применять комбинацию твердых адсорбентов. Например, молекулярные сита, изготовленные из цеолита, можно применять для отделения от сопровождающего метана наиболее легких из всей группы тяжелых углеводородов, т.е. С2-С4-компонентов. Слой силикагеля можно применять для извлечения из сопровождающего газа более тяжелых из всей группы тяжелых углеводородных компонентов, т.е. С5+-углеводородов. Применение комбинации слоев адсорбента помогает предотвратить ситуацию, при которой тяжелые углеводороды остаются в газовой фазе и в конце концов оказываются с кислым газом в нижнем потоке 642.
В сравнении с регенерацией при переменной температуре, регенерация при переменном давлении имеет преимущество, состоящее в том, что при ней менее выражено разрушение углеводородов и коксообразование. Однако, как и в процессе адсорбции при переменной температуре, процесс адсорбции при переменном давлении более эффективен при извлечении наиболее тяжелых компонентов из потока тяжелых углеводородов. Извлечение С2-С4-компонента, как правило, не будет таким же высоким, хотя некоторую пользу можно извлечь и из этих углеводородов потока 1314.
Система адсорбции при переменном давлении 1310 может быть системой адсорбции при переменном давлении с быстрым циклом. В так называемых процессах с быстрым циклом длительность цикла может не превышать нескольких секунд.
Как можно видеть, для удаления тяжелых углеводородов, сопряженного с процессом удаления кислого газа, можно применять целый ряд способов. Как правило, выбор способа зависит от состояния неочищенного природного газа или того газа, который требуется обработать. Например, если концентрация тяжелых углеводородов находится в диапазоне от 1 до 5%, а концентрация СО2 составляет менее 20%, предпочтительной может оказаться абсорбция физическим растворителем, проводимая в точке технологической схемы, находящейся до дистилляционной колонны.
В некоторых случаях, таких как варианты с применением сульфолана, селексола или, возможно, охлажденного метанола в качестве физического растворителя, этот растворитель будет попутно адсорбировать определенное количество метана и СО2. Однако эти компоненты легкого газа выходят в разных количествах на разных стадиях очистки газа. При разумном объединении с системой удаления кислого газа может оказаться выгодным частичное разделение, достигаемое при применении растворителя.
Если среди тяжелых углеводородов содержится бензол (С6) или более тяжелые углеводороды, может возникнуть осложнение, состоящее в том, что эти тяжелые компоненты будут замерзать в криогенной дистилляционной колонне. Это было бы осложнением, даже если бы общее содержание тяжелых углеводородов было бы менее 2%. В этом случае оператор может выбрать применение процесса экстрактивной дистилляции, которая помогла бы избежать замораживания этих тяжелых компонентов, а также предоставила бы механизм для их извлечения.
Способ с применением обедненного масла и способ с адсорбционным кинетическим разделением было бы предпочтительно применять в условиях относительно низкого содержания СО2 и высокого содержания углеводородов.
В некоторых случаях, чтобы обеспечить извлечение всех тяжелых углеводородных компонентов, оператор может выбрать комбинированные способы извлечения тяжелых углеводородов. Например, оператор может выбрать комбинирование мембранного контактного фильтра 710 из станции газоподготовки 700, представленной на фиг. 7, с системой экстракционной перегонки, такой как система 900, представленная на фиг. 9. Система экстракционной перегонки может быть установлена либо перед криогенной дистилляционной колонной, либо после криогенной дистилляционной колонны. В последнем случае система экстракционной перегонки 900 получает нижний поток кислого газа 642 от дистилляционной колонны 100.
Фиг. 14 представляет принципиальную схему станции газоподготовки 1400, которая демонстрирует совместное применение как системы удаления тяжелых углеводородов 1410, находящейся выше в технологической схеме, так и находящуюся далее систему удаления тяжелых углеводородов 1420. Станция газоподготовки 1400 в целом соответствует станциям газоподготовки, описанным выше. В этом отноше- 25 024798 нии, не станции газоподготовки 1400 применяют систему удаления тяжелых углеводородов 1410, находящуюся выше в технологической схеме, которая может быть реализована в виде любой из систем, описанных выше в связи с фиг. 6-13 для отделения тяжелых углеводородов от легких газов в потоке обезвоженного газа 624.
Поток тяжелых углеводородов 1412 выпускают из системы удаления тяжелых углеводородов 1410, находящейся выше в технологической схеме, при низком давлении, таком как давление, близкое к атмосферному. Поток тяжелых углеводородов 1412 содержит, главным образом, тяжелые углеводороды, которые улавливают для продажи, но он может также включать в себя и небольшие количества диоксида углерода. Поток легких газов 610 также выпускают из системы удаления тяжелых углеводородов 1410, находящейся выше в технологической схеме. Поток легких газов 610 содержит, главным образом, метан и диоксид углерода, но он может также иметь и следы Н2§ и других соединений серы, наряду с Ν2. Поток легких газов 610 доставляют к криогенной дистилляционной колонне (такой как колонна 100 на фиг. 1) для удаления кислого газа.
Как описано выше, метан выпускают из дистилляционной колонны 100 в виде верхнего метанового потока 112. Верхний метановый поток 112 предпочтительно содержит не более 2% диоксида углерода. При таком процентном содержании верхний метановый поток 112 можно применять в качестве топливного газа или можно продавать на определенных рынках в качестве природного газа. Предпочтительно верхний метановый поток 112 дополнительно перерабатывают для перевода газообразного метана, содержащегося в нем, в жидкое состояние для продажи в виде ^NС (сжиженного природного газа, СПГ) 116.
Кислые газы удаляют из дистилляционной колонны 100 в виде нижнего потока сжиженного кислого газа 642. Этот жидкий поток 642, необязательно, можно пропускать через ребойлер 643, где следовые количества метана перенаправляют обратно в колонну 100 в виде газового потока 644. Остающуюся жидкость выпускают по трубопроводу кислого газа 646.
На станции газоподготовки 1400 жидкость в трубопроводе 646 состоит, главным образом, из диоксида углерода и тяжелых углеводородов. Соответственно, жидкость в трубопроводе 646 направляют к нижней по схеме системе удаления тяжелых углеводородов 1420. Нижняя по схеме система удаления тяжелых углеводородов 1420 может представлять собой установку экстракционной дистилляции, которая может быть установлена аналогично установке 900, показанной на фиг. 9, т.е. она может представлять собой ту часть установки 900, которая показывает колонны 910, 920, 930 и связанные с ними трубопроводы и оборудование. В дополнение к этому или в качестве альтернативы, нижняя по схеме система удаления тяжелых углеводородов 1420 может включать в себя любую из других систем удаления тяжелых углеводородов, описанных выше. Нижняя по схеме система удаления тяжелых углеводородов 1420 будет отделять тяжелые углеводороды в трубопроводе сжиженного газа 646 от диоксида углерода и других кислых газов. Трубопровод тяжелых углеводородов, показан в позиции 1414, а трубопровод кислого газа показан в позиции 1416. Кислый газ в трубопроводе 1416 предпочтительно пропускают через подкачивающий компрессор и затем нагнетают в пласт 649.
Хотя нижняя по схеме система удаления тяжелых углеводородов 1420 проиллюстрирована на фиг. 14, как расположенная на нижнем потоке кислого газа из ребойлера 643, систему удаления тяжелых углеводородов можно помещать на любом подходящем трубопроводе, находящемся в технологической схеме ниже системы удаления кислого газа 100. Например, систему удаления тяжелых углеводородов 1420 можно помещать на потоке сниженного кислого газа 642, на газовом потоке 644 и/или на трубопроводе кислого газа 646, как проиллюстрировано. Способ, которым реализуют нижнюю по схеме систему удаления тяжелых углеводородов 1420, может зависеть от ряда факторов, включающих в себя состав разных потоков и экономические характеристики разных систем удаления углеводородов.
В другом примере после криогенной дистилляционной колонны применяют процесс адсорбционного кинетического разделения. Фиг. 15 представляет принципиальную схему станции газоподготовки 1500, на которой применяют способ адсорбционного кинетического разделения. Эта станция 1500 в целом соответствует станции газоподготовки 800 на фиг. 8. Однако в этом случае вместо использования ЛК§ со слоем твердого адсорбента 800, расположенного в технологической схеме ранее системы удаления кислого газа 100, применяют ЛК§ со слоем твердого адсорбента 810', помещенного в технологической схеме ниже системы удаления кислого газа 100.
На фиг. 15 можно видеть, что кислые газы удаляют из дистилляционной колонны 100 в виде нижнего потока сжиженного кислого газа 642. Этот жидкий поток 642, необязательно, можно направлять через ребойлер 643, где газ, содержащий следовые количества метана, перенаправляют назад в колонну 100 в виде газового потока 644. Остающуюся жидкость, состоящую, главным образом, из кислых газов, выпускают по трубопроводу кислого газа 646. Кислые газы содержат тяжелые углеводороды.
Кислые газы из трубопровода 646 доставляют к ЛК§ со слоем твердого адсорбента 810'. Кислые газы, когда они проходят через слой 810', остаются холодными в жидкой фазе. Тяжелые углеводороды удаляют из кислых газов и выпускают через трубопровод 812 в виде потока природного газоконденсата 812. Одновременно кислые газы выходят из ЛК§ со слоем твердого адсорбента 810' и выпускаются в виде нижнего потока кислого газа 814.
- 26 024798
Кислый газ в нижнем потоке кислого газа 814 остается, главным образом, в жидкой фазе. Сжиженные кислые газы в трубопроводе 812 можно переводить в газообразное состояние, сбрасывая их давление, и затем направлять на извлечение серы (не показано). В качестве альтернативы, сжиженные кислые газы в трубопроводе 814 можно нагнетать под землю по одной или более из скважин, предназначенных для нагнетания жидкого газа (ΑΟΙ), как указано посредством блока 649. В этом случае кислый газ в трубопроводе 646 предпочтительно пропускают через подкачивающий компрессор 648.
Как отмечено, природный газоконденсат 812 содержит, главным образом, тяжелые углеводороды, но он также содержит и диоксид углерода. По этой причине для отделения диоксида углерода из нижнего потока кислого газа 814 предпочтительно предпринимают процесс перегонки. Перегонный аппарат показан в позиции 820. Газообразный диоксид углерода выпускают из перегонного аппарата 820 по верхнему трубопроводу 824. Трубопровод 824 предпочтительно соединяют с нижним потоком кислого газа 814 для нагнетания кислого газа в пласт 649. Тяжелые углеводороды выходят из аппарата 820 по нижнему трубопроводу 822 и улавливаются для продажи.
В другом способе, предложенном в настоящем документе для удаления тяжелых углеводородов ниже по схеме, применяют мембраны. Как описано выше, мембраны действуют, обеспечивая проникновение избранных молекул из области с высоким давлением в область с низким давлением через полимерный материал.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения каучукоподобные мембраны, которые предпочтительно адсорбируют, растворяют и пропускают сквозь себя тяжелые углеводороды, применяют для извлечения этих углеводородов из нижнего потока, образуемого в процессе удаления кислого газа. Перед контактом с мембранами этот нижний поток, необязательно, можно испарять.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения СО2-селективные мембраны можно применять на нижнем потоке для предпочтительного проникновения СО2 в область более низкого давления, удерживая углеводороды при высоком давлении. В этом случае мембранные материалы включают в себя ацетат целлюлозы, триацетат целлюлозы, полиимиды и другие полимерные соединения. Другие возможные мембранные материалы включают в себя неорганические материалы, такие как цеолиты, кремнеземы, титаносиликаты, глиноземы, металлоорганические каркасные структуры (МОР'з) и аналогичные материалы. Если пермеатом является СО2, для сброса в скважины его будет необходимо компримировать.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения мембраны могут быть в двустадийной конфигурации, при которой пермеат компримируют и пропускают через другую группу мембран для повышения общей степени извлечения или чистоты продукта.
В интересах краткости и ясности, описание доступных систем удаления тяжелых углеводородов, размещаемых ниже в технологической схеме, предоставлено в настоящем документе посредством ссылки на предыдущее обсуждение систем удаления тяжелых углеводородов, размещаемых выше по схеме. Например, из описания, данного выше, будет понятно, что выпуски из размещенной ниже системы удаления тяжелых углеводородов 1420 будут включать в себя поток, обогащенный тяжелыми углеводородами, и поток, обедненный тяжелыми углеводородами. В зависимости от способа, которым реализуют нижнюю по схеме систему удаления тяжелых углеводородов 1420, поток, обедненный тяжелыми углеводородам, может содержать разные газы или жидкости. Например, в случае, когда нижняя по схеме система удаления тяжелых углеводородов расположена на газовом потоке 644, эту нижнюю по схеме систему удаления тяжелых углеводородов 1420 можно приспособлять для того, чтобы давать возможность легкому углеводородному газу (т.е. метану) проходить через дистилляционную колонну 100, при этом отделяя тяжелые углеводороды для других областей применения, таких как коммерческий сбыт, сжигание или дальнейшая переработка. Экстрагируя тяжелые углеводороды из газового потока 644, можно конструировать и/или эксплуатировать дистилляционную колонну более эффективно. С учетом предыдущего обсуждения верхней по схеме системы удаления тяжелых углеводородов 1420 будет понятно, что для того, чтобы составить систему удаления тяжелых углеводородов, можно применять многие системы разделения и очистки в связи с установками, осуществляющими отделение, главным образом, тяжелых углеводородов.
Понятно, что вышеописанные способы удаления тяжелых углеводородов можно применять в связи с любым процессом удаления кислого газа, а не только с процессом, в котором применяют колонну с зоной регулируемого замораживания. Можно применять и другие криогенные дистилляционные колонны. Кроме того, можно применять и другие криогенные дистилляционные процессы, такие как крупномасштабное фракционирование. Колонна крупномасштабного фракционирования подобна СР2-колонне 100 фиг. 1, но не имеет промежуточной зоны замораживания. Колонна крупномасштабного фракционирования обычно работает при более высоком давлении, чем СР2-колонна 100, тем самым давая возможность избежать образования твердого СО2. Однако верхний газовый поток будет содержать значительные количества СО2. В любом случае, применение отдельного процесса для удаления тяжелых углеводородов желательно тогда, когда поток обезвоженного газа 624 содержит более чем примерно 3% С2- или более тяжелых углеводородов.
- 27 024798
И наконец, если концентрация тяжелых углеводородов не превышает 1-2 мол.%, оператор может просто выбрать технологию, в которой не применяют удаление тяжелых углеводородов, поскольку стоимость такого малого количества может не оправдать добавочных инвестиций.
Хотя будет очевидно, что изобретения, описанные в настоящем документе, рассчитаны на достижения выгоды и преимуществ, указанных выше, будет понятно, что настоящие изобретения можно модифицировать, варьировать и изменять без отклонения от их сущности. Предоставлены усовершенствования в работе процесса удаления кислого газа, состоящие в применении зоны регулируемого замораживания. Эти усовершенствования предоставляют схему извлечения тяжелых углеводородов.

Claims (15)

1. Система для удаления кислых газов из потока кислого газа, включающая в себя устройство удаления кислого газа для приема потока кислого газа, содержащего от приблизительно 65 до приблизительно 95% метана, и разделения указанного потока кислого газа на верхний газовый поток, состоящий, главным образом, из метана, и нижний поток кислого газа, состоящий, главным образом, из диоксида углерода, где указанное устройство удаления кислого газа представляет собой криогенную систему удаления кислого газа, включающую в себя криогенную дистилляционную колонну для замораживания диоксида углерода;
ребойлер для приема нижнего потока кислого газа из устройства удаления кислого газа, где ребойлер предназначен для получения потока пара, произведенного кипячением, который состоит, главным образом, из легких углеводородов, и потока кислого газа, который включает остаточные тяжелые углеводороды и диоксид углерода, где поток пара, произведенный кипячением, направляют обратно в устройство удаления кислого газа;
устройство удаления тяжелых углеводородов, которое разделяет нижний поток кислого газа, содержащего диоксид углерода, на поток углеводородных флюидов, содержащий углеводороды, имеющие от двух до шести атомов углерода, и на поток кислого газа, содержащего диоксид углерода, без применения химического растворителя;
где указанное устройство удаления тяжелых углеводородов установлено ниже устройства удаления кислого газа и содержит компонент, выбранный из системы физического растворителя, мембранного контактного фильтра, системы адсорбционного кинетического разделения, турбодетандера, циклонного аппарата, системы адсорбции при переменной температуре и системы адсорбции при переменном давлении.
2. Система по п.1, где указанное устройство удаления кислого газа представляет собой криогенную систему удаления кислого газа, дополнительно включающую в себя теплообменник для охлаждения потока кислого газа перед входом в дистилляционную колонну.
3. Система по п.1, где указанная криогенная дистилляционная колонна включает в себя нижнюю дистилляционную зону и промежуточную зону регулируемого замораживания, которая принимает холодный жидкий аэрозоль, состоящий, главным образом, из метана, причем указанная колонна принимает и затем разделяет поток кислого газа на верхний метановый поток и нижний поток кислого газа;
холодильное оборудование установлено в точке технологической схемы, находящейся ниже криогенной дистилляционной колонны, для охлаждения верхнего метанового потока и возвращения части указанного верхнего метанового потока в указанную криогенную дистилляционную колонну в виде холодного аэрозоля.
4. Система по п.1, где указанное устройство удаления тяжелых углеводородов включает в себя систему физического растворителя, включающую в себя противоточный контактный фильтр или компактный прямоточный контактный фильтр для контактирования физического растворителя с потоком неочищенного газа.
5. Система по п.1, где указанное устройство удаления тяжелых углеводородов включает в себя по меньшей мере один мембранный контактный фильтр и дополнительно включает в себя экстракционную дистилляционную систему, установленную в точке технологической схемы, находящейся ниже системы удаления кислого газа, для приема нижнего потока кислого газа и разделения нижнего потока кислого газа на первый поток флюида, состоящего, главным образом, из диоксида углерода, и второй поток флюида, состоящего, главным образом, из тяжелых углеводородных компонентов.
6. Система по п.1, где указанное устройство удаления тяжелых углеводородов включает в себя по меньшей мере один слой твердого адсорбента для адсорбирования, по меньшей мере, некоторых тяжелых углеводородных компонентов и существенного пропускания без удерживания легких углеводородных компонентов.
7. Система по п.6, где указанный по меньшей мере один слой твердого адсорбента адсорбирует, по меньшей мере, некоторое количество диоксида углерода;
указанное устройство удаления тяжелых углеводородов дополнительно включает в себя систему
- 28 024798 очистки от загрязняющих примесей для отделения диоксида углерода от тяжелых углеводородных компонентов.
8. Система по п.6, где система с указанным по меньшей мере одним слоем твердого адсорбента включает в себя по меньшей мере три слоя адсорбента, причем первый из указанных по меньшей мере трех слоев адсорбента служит для адсорбции тяжелых углеводородных компонентов;
второй из указанных по меньшей мере трех слоев адсорбента подвергается регенерации;
третий из указанных по меньшей мере трех слоев адсорбента находится в резерве для замены первого из указанных по меньшей мере трех слоев адсорбента.
9. Система по п.8, где указанная регенерация представляет собой часть процесса адсорбции при переменном давлении; указанное устройство удаления тяжелых углеводородов выполнено с возможностью применения вакуума для воздействия субатмосферным давлением с целью десорбирования тяжелых углеводородных компонентов с первого из указанных по меньшей мере трех слоев адсорбента и компримирования потока тяжелых углеводородных флюидов, с тем чтобы его можно было ввести в сепаратор.
10. Система по п.8, где указанная регенерация представляет собой часть процесса адсорбции при переменной температуре и указанное устройство удаления тяжелых углеводородов дополнительно включает в себя нагреватель регенерирующего газа для (ί) приема регенерирующего газа, (ίί) нагревания регенерирующего газа и (ίίί) десорбирования тяжелых углеводородов со второго слоя адсорбента посредством воздействия теплом от нагретого регенерирующего газа во втором слое адсорбента;
регенерирующий газ высвобождает поток, содержащий тяжелые углеводороды и направляемый к сепаратору, который отделяет тяжелые углеводороды от легких газов.
11. Система по п.10, где указанное устройство удаления тяжелых углеводородов дополнительно включает в себя холодильник для приема потока углеводородных флюидов и охлаждения указанного потока углеводородных флюидов перед входом в сепаратор.
12. Система по п.1, где указанное устройство удаления тяжелых углеводородов включает в себя слой для адсорбционных кинетических разделений, который сконструирован для существенного адсорбирования метана и существенного пропускания без удерживания тяжелых углеводородных компонентов.
13. Система по п.1, где указанное устройство удаления тяжелых углеводородов включает в себя указанный турбодетандер;
сепаратор для разделения потока неочищенного газа на поток углеводородных флюидов и поток кислого газа.
14. Система по п.1, где указанное устройство удаления тяжелых углеводородов включает в себя указанный циклонный аппарат для разделения потока неочищенного газа на поток тяжелых углеводородных флюидов и поток кислого газа;
устройство очистки от загрязняющих примесей для приема потока углеводородных флюидов и разделения указанного потока углеводородных флюидов на углеводородные компоненты и диоксид углерода.
15. Система по п.1, дополнительно включающая в себя дегидратационный аппарат для приема потока неочищенного газа перед его пропусканием через указанную систему удаления тяжелых углеводородов и разделения потока неочищенного газа на обезвоженный поток кислого газа и поток, состоящий существенно из водного флюида, где поток кислого газа, принимаемый указанным устройством удаления тяжелых углеводородов, представляет собой поток обезвоженного кислого газа.
EA201270222A 2009-07-30 2010-07-09 Система для удаления кислых газов EA024798B1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US22999409P 2009-07-30 2009-07-30
US35735810P 2010-06-22 2010-06-22
PCT/US2010/041530 WO2011014345A1 (en) 2009-07-30 2010-07-09 Systems and methods for removing heavy hydrocarbons and acid gases from a hydrocarbon gas stream

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201270222A1 EA201270222A1 (ru) 2012-06-29
EA024798B1 true EA024798B1 (ru) 2016-10-31

Family

ID=43529641

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201270222A EA024798B1 (ru) 2009-07-30 2010-07-09 Система для удаления кислых газов

Country Status (12)

Country Link
US (1) US20120079852A1 (ru)
EP (1) EP2459505A4 (ru)
JP (1) JP2013500382A (ru)
CN (1) CN102471188B (ru)
AR (1) AR077603A1 (ru)
BR (1) BR112012001970A2 (ru)
CA (1) CA2764846C (ru)
EA (1) EA024798B1 (ru)
MX (1) MX350097B (ru)
MY (1) MY160729A (ru)
SG (2) SG10201403307PA (ru)
WO (1) WO2011014345A1 (ru)

Families Citing this family (75)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9752826B2 (en) 2007-05-18 2017-09-05 Pilot Energy Solutions, Llc NGL recovery from a recycle stream having natural gas
BRPI1014038A2 (pt) 2009-04-20 2016-04-12 Exxonmobil Upstream Res Co sistema e método para remover gases ácidos de uma corrente de gás bruto.
US8454727B2 (en) * 2010-05-28 2013-06-04 Uop Llc Treatment of natural gas feeds
US8778050B2 (en) * 2012-02-01 2014-07-15 Basf Corporation Heavy hydrocarbon removal process
WO2013142100A1 (en) 2012-03-21 2013-09-26 Exxonmobil Upstream Research Company Separating carbon dioxide and ethane from a mixed stream
MY175798A (en) * 2012-05-08 2020-07-09 Petroliam Nasional Berhad Petronas Method and system for removing carbon dioxide from hydrocarbons
US20140033762A1 (en) 2012-08-03 2014-02-06 Air Products And Chemicals, Inc. Heavy Hydrocarbon Removal From A Natural Gas Stream
MY176383A (en) * 2012-08-03 2020-08-04 Air Prod & Chem Heavy hydrocarbon removal from a natural gas stream
CN102872667A (zh) * 2012-09-11 2013-01-16 济宁阳光煤化有限公司 2-萘酚碱熔尾气处理工艺
US20150152722A1 (en) * 2012-11-29 2015-06-04 Paul Andrew Carmody System and method for realizing added value from production gas streams in a carbon dioxide flooded eor oilfield
CN103044178A (zh) * 2013-01-08 2013-04-17 广州贝龙环保热力设备股份有限公司 从沼气杂质中提取甲烷的方法及其专用装置
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
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
US9874395B2 (en) 2013-12-06 2018-01-23 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for preventing accumulation of solids in a distillation tower
WO2015084499A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of modifying a liquid level during start-up operations
US9869511B2 (en) 2013-12-06 2018-01-16 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a spray assembly
US9752827B2 (en) 2013-12-06 2017-09-05 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of maintaining a liquid level in a distillation tower
WO2015084498A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for separating a feed stream with a feed stream distribution mechanism
WO2015084497A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of dehydrating a feed stream processed in a distillation tower
MY177751A (en) 2013-12-06 2020-09-23 Exxonmobil Upstream Res Co Method and device for separating a feed stream using radiation detectors
US9523055B2 (en) * 2014-01-31 2016-12-20 Uop Llc Natural gas liquids stabilizer with side stripper
US9504984B2 (en) 2014-04-09 2016-11-29 Exxonmobil Upstream Research Company Generating elemental sulfur
MY190546A (en) 2014-04-22 2022-04-27 Exxonmobil Upstream Res Co Method and system for starting up a distillation tower
GB2542717A (en) 2014-06-10 2017-03-29 Vmac Global Tech Inc Methods and apparatus for simultaneously cooling and separating a mixture of hot gas and liquid
CA2951637C (en) 2014-06-11 2019-01-08 Russell H. Oelfke Method for separating a feed gas in a column
MY177735A (en) 2014-07-08 2020-09-23 Exxonmobil Upstream Res Co Method and system for separating fluids in a distillation tower
US20170166805A1 (en) * 2014-07-15 2017-06-15 Halliburton Energy Services, Inc. Metal-Organic Frameworks as Encapsulating Agents
US10196887B2 (en) 2014-07-15 2019-02-05 Halliburton Energy Services, Inc. Metal-organic frameworks as porous proppants
CN104208993A (zh) * 2014-07-31 2014-12-17 仙桃市中星电子材料有限公司 一种煅烧尾气处理装置及其处理方法
WO2016064571A1 (en) * 2014-10-22 2016-04-28 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of controlling a temperature within a melt tray assembly of a distillation tower
SG11201702747VA (en) 2014-11-17 2017-06-29 Exxonmobil Upstream Res Co Heat exchange mechanism for removing contaminants from a hydrocarbon vapor stream
WO2016109043A1 (en) 2014-12-30 2016-07-07 Exxonmobil Upstream Research Company Accumulation and melt tray assembly for a distillation tower
CN107106969B (zh) * 2015-01-09 2020-03-03 埃克森美孚上游研究公司 使用多个同流接触器从流体流分离杂质
US10495379B2 (en) * 2015-02-27 2019-12-03 Exxonmobil Upstream Research Company Reducing refrigeration and dehydration load for a feed stream entering a cryogenic distillation process
US10274252B2 (en) 2015-06-22 2019-04-30 Exxonmobil Upstream Research Company Purge to intermediate pressure in cryogenic distillation
MY186387A (en) * 2015-09-02 2021-07-21 Exxonmobil Upstream Res Co Apparatus and system for combined rapid cycle temperature and pressure swing adsorption processes related thereto
WO2017039989A1 (en) * 2015-09-02 2017-03-09 Exxonmobil Upsteam Research Company Process and system for swing adsorption using an overhead stream of a demethanizer as purge gas
WO2017039991A1 (en) * 2015-09-02 2017-03-09 Exxonmobil Upstream Research Company Process and system for swing adsorption using an overhead stream of a demethanizer as purge gas
US10365037B2 (en) 2015-09-18 2019-07-30 Exxonmobil Upstream Research Company Heating component to reduce solidification in a cryogenic distillation system
CA2994817C (en) 2015-09-21 2020-01-21 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for separating hydrogen sulfide from carbon dioxide in a high-pressure mixed stream
US11255603B2 (en) 2015-09-24 2022-02-22 Exxonmobil Upstream Research Company Treatment plant for hydrocarbon gas having variable contaminant levels
US9782717B2 (en) 2015-10-20 2017-10-10 Caterpillar Inc. Hydrocarbon separation system
CN105268285A (zh) * 2015-12-01 2016-01-27 苏州月辉环保科技有限公司 一种用于废气处理的高效气液混合器
CN105444527B (zh) * 2015-12-02 2017-10-03 中国石油大学(北京) 一种天然气处理装置及方法
US20170157555A1 (en) * 2015-12-03 2017-06-08 Air Liquide Advanced Technologies U.S. Llc Method and system for purification of natural gas using membranes
JP6161741B2 (ja) * 2016-01-20 2017-07-12 三菱電機株式会社 空気調和装置
US10323495B2 (en) 2016-03-30 2019-06-18 Exxonmobil Upstream Research Company Self-sourced reservoir fluid for enhanced oil recovery
CN105688597B (zh) * 2016-03-31 2018-06-05 四川天采科技有限责任公司 一种从低温甲醇洗尾气中回收烃类的全温程变压吸附方法
CN108495832A (zh) * 2016-05-25 2018-09-04 环球油品公司 来自重质物脱除塔的溶剂再循环
WO2017209860A1 (en) * 2016-05-31 2017-12-07 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes
WO2018013099A1 (en) * 2016-07-13 2018-01-18 Fluor Technologies Corporation Heavy hydrocarbon removal from lean gas to lng liquefaction
CN107789964A (zh) * 2016-08-31 2018-03-13 河南天清地宁环保科技有限公司 一种浸胶工序排气口废气处理的新型智能装置
EP3568227A4 (en) * 2017-01-10 2020-09-30 Cameron Solutions, Inc. CARBON DIOXIDE AND HYDROGEN SULFUR RECOVERY SYSTEM USING A COMBINATION OF MEMBRANES AND LOW TEMPERATURE CRYOGENIC SEPARATION PROCESSES
FR3064260B1 (fr) * 2017-03-24 2021-10-01 Air Liquide Procede et appareil de distillation d'un melange de dioxyde de carbone et d'un composant moins volatil
US10179310B2 (en) * 2017-03-31 2019-01-15 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Natural-gas purification apparatus
US10953352B2 (en) 2017-05-19 2021-03-23 Baleen Process Solutions Fluid treatment system and method of use utilizing a membrane
AU2018283902B9 (en) * 2017-06-15 2021-08-05 Exxonmobil Upstream Research Company Fractionation system using bundler compact co-current contacting systems
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
WO2020005552A1 (en) 2018-06-29 2020-01-02 Exxonmobil Upstream Research Company Hybrid tray for introducing a low co2 feed stream into a distillation tower
US11377401B2 (en) * 2018-08-10 2022-07-05 ExxonMobil Technology and Engineering Company Efficiency of a gas conditioning system via hydrate inhibitor injection
CN109096039A (zh) * 2018-08-22 2018-12-28 青岛科技大学 一种采用离子液体萃取精馏分离乙烷和二氧化碳的方法
US20200115301A1 (en) * 2018-10-15 2020-04-16 Uop Llc Process for recovery of ethylene from dry gas
CN113631880B (zh) 2019-03-29 2023-09-12 博瑞特储能技术公司 Co2分离和液化系统及方法
CN114341316A (zh) 2019-07-24 2022-04-12 埃克森美孚化学专利公司 用于分馏热解流出物的方法和系统
RU2729243C1 (ru) * 2019-12-30 2020-08-05 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова" (МГУ) Абсорбционно-конденсационный способ осушения природных и технологических газовых смесей на нанопористых мембранах
US11931685B2 (en) 2020-09-10 2024-03-19 Enhanced Energy Group LLC Carbon capture systems
US11808517B2 (en) 2020-12-07 2023-11-07 Cheniere Energy, Inc. Removing heavy hydrocarbons to prevent defrost shutdowns in LNG plants
EP4277965A1 (en) * 2021-01-18 2023-11-22 Topsoe A/S <sup2/>? <sub2/>?2?process and plant for producing hydrocarbons from a solid renewable feedstock with reduced co-footprint
CN115125041B (zh) * 2021-03-25 2023-04-25 中国石油天然气股份有限公司 用于控制注烃气开发低渗油藏所用气体组成的装置及方法
CA3119011A1 (en) * 2021-05-18 2022-11-18 1304338 Alberta Ltd. Method to dry a hydrocarbon gas stream
CN113457357B (zh) * 2021-05-27 2023-01-24 中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司重庆气矿 一种用于三甘醇脱水的尾气除臭工艺及装置
WO2023018527A1 (en) 2021-08-11 2023-02-16 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Processes for dehydrogenating alkanes and alkyl aromatic hydrocarbons
KR20240034227A (ko) 2021-08-13 2024-03-13 엑손모빌 케미칼 패턴츠 인코포레이티드 알칸 및 알킬 방향족 탄화수소를 탈수소화하는 방법
WO2023140986A1 (en) 2022-01-19 2023-07-27 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Compositions containing tri-cyclopentadiene and processes for making same
WO2023249798A1 (en) 2022-06-22 2023-12-28 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Processes and systems for fractionating a pyrolysis effluent

Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4421535A (en) * 1982-05-03 1983-12-20 El Paso Hydrocarbons Company Process for recovery of natural gas liquids from a sweetened natural gas stream
US4441900A (en) * 1982-05-25 1984-04-10 Union Carbide Corporation Method of treating carbon-dioxide-containing natural gas
US4459142A (en) * 1982-10-01 1984-07-10 Standard Oil Company (Indiana) Cryogenic distillative removal of CO2 from high CO2 content hydrocarbon containing streams
US20060110300A1 (en) * 2002-09-17 2006-05-25 John Mak Configurations and methods of acid gas removal
US20070006729A1 (en) * 2005-07-06 2007-01-11 Mitariten Michael J Integrated heavy hydrocarbon removal, amine treating and dehydration
WO2008091317A2 (en) * 2007-01-19 2008-07-31 Exxonmobil Upstream Research Company Integrated controlled freeze zone (cfz) tower and dividing wall (dwc) for enhanced hydrocarbon recovery
US20080282884A1 (en) * 2007-05-18 2008-11-20 Kelley Bruce T Removal of heavy hydrocarbons from gas mixtures containing heavy hydrocarbons and methane
WO2009023605A1 (en) * 2007-08-10 2009-02-19 Amt International, Inc. Extractive distillation process for recovering aromatics from petroleum streams
US20090071648A1 (en) * 2007-09-18 2009-03-19 Hagen David L Heavy oil recovery with fluid water and carbon dioxide

Family Cites Families (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4318723A (en) * 1979-11-14 1982-03-09 Koch Process Systems, Inc. Cryogenic distillative separation of acid gases from methane
US4383842A (en) * 1981-10-01 1983-05-17 Koch Process Systems, Inc. Distillative separation of methane and carbon dioxide
US4466946A (en) * 1982-03-12 1984-08-21 Standard Oil Company (Indiana) CO2 Removal from high CO2 content hydrocarbon containing streams
US4681612A (en) * 1984-05-31 1987-07-21 Koch Process Systems, Inc. Process for the separation of landfill gas
US4563202A (en) * 1984-08-23 1986-01-07 Dm International Inc. Method and apparatus for purification of high CO2 content gas
IT1222733B (it) * 1987-09-25 1990-09-12 Snmprogetti S P A Procedimento di frazionamento di miscele gassose idrocarburiche ad alto contenuto di gas acidi
US4923493A (en) * 1988-08-19 1990-05-08 Exxon Production Research Company Method and apparatus for cryogenic separation of carbon dioxide and other acid gases from methane
US5062270A (en) * 1990-08-31 1991-11-05 Exxon Production Research Company Method and apparatus to start-up controlled freezing zone process and purify the product stream
TW366409B (en) * 1997-07-01 1999-08-11 Exxon Production Research Co Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component
US20040099138A1 (en) * 2002-11-21 2004-05-27 L'air Liquide, Societe Anonyme A Directoire Et Conseil De Surveillance Pour L'etude Et Membrane separation process
EA014650B1 (ru) * 2004-12-03 2010-12-30 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Способ получения природного газа, очищенного от соединений серы
CN100420732C (zh) * 2006-03-31 2008-09-24 辽河石油勘探局 石油天然气冷冻脱水脱重烃方法
US7731782B2 (en) * 2007-05-18 2010-06-08 Exxonmobil Research And Engineering Company Temperature swing adsorption of CO2 from flue gas utilizing heat from compression
US20090299122A1 (en) * 2008-05-30 2009-12-03 Geers Henricus Abraham Process for producing a purified hydrocarbon gas
US8381544B2 (en) * 2008-07-18 2013-02-26 Kellogg Brown & Root Llc Method for liquefaction of natural gas
BRPI1014038A2 (pt) * 2009-04-20 2016-04-12 Exxonmobil Upstream Res Co sistema e método para remover gases ácidos de uma corrente de gás bruto.
MX2012003650A (es) * 2009-09-29 2012-05-08 Fluor Tech Corp Metodos y configuraciones para purificacion de gas.

Patent Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4421535A (en) * 1982-05-03 1983-12-20 El Paso Hydrocarbons Company Process for recovery of natural gas liquids from a sweetened natural gas stream
US4441900A (en) * 1982-05-25 1984-04-10 Union Carbide Corporation Method of treating carbon-dioxide-containing natural gas
US4459142A (en) * 1982-10-01 1984-07-10 Standard Oil Company (Indiana) Cryogenic distillative removal of CO2 from high CO2 content hydrocarbon containing streams
US20060110300A1 (en) * 2002-09-17 2006-05-25 John Mak Configurations and methods of acid gas removal
US20070006729A1 (en) * 2005-07-06 2007-01-11 Mitariten Michael J Integrated heavy hydrocarbon removal, amine treating and dehydration
WO2008091317A2 (en) * 2007-01-19 2008-07-31 Exxonmobil Upstream Research Company Integrated controlled freeze zone (cfz) tower and dividing wall (dwc) for enhanced hydrocarbon recovery
US20080282884A1 (en) * 2007-05-18 2008-11-20 Kelley Bruce T Removal of heavy hydrocarbons from gas mixtures containing heavy hydrocarbons and methane
WO2009023605A1 (en) * 2007-08-10 2009-02-19 Amt International, Inc. Extractive distillation process for recovering aromatics from petroleum streams
US20090071648A1 (en) * 2007-09-18 2009-03-19 Hagen David L Heavy oil recovery with fluid water and carbon dioxide

Also Published As

Publication number Publication date
SG10201403307PA (en) 2014-10-30
MX350097B (es) 2017-08-25
CA2764846A1 (en) 2011-02-03
MX2011013784A (es) 2012-02-22
CA2764846C (en) 2017-05-23
EP2459505A4 (en) 2013-04-17
WO2011014345A1 (en) 2011-02-03
MY160729A (en) 2017-03-15
EP2459505A1 (en) 2012-06-06
AR077603A1 (es) 2011-09-07
CN102471188B (zh) 2015-11-25
SG177246A1 (en) 2012-02-28
AU2010276661A1 (en) 2012-02-16
CN102471188A (zh) 2012-05-23
BR112012001970A2 (pt) 2016-03-08
US20120079852A1 (en) 2012-04-05
JP2013500382A (ja) 2013-01-07
EA201270222A1 (ru) 2012-06-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA024798B1 (ru) Система для удаления кислых газов
CA2777760C (en) Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream, with removal of hydrogen sulfide
EP2421942B1 (en) Cryogenic system for removing acid gases from a hyrdrocarbon gas stream, and method of removing acid gases
AU2011283134B2 (en) Cryogenic systems for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream using co-current separation devices
JP5791609B2 (ja) 炭化水素ガス流から酸性ガスを除去する極低温システム
AU2010276661B2 (en) Systems and methods for removing heavy hydrocarbons and acid gases from a hydrocarbon gas stream

Legal Events

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

Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ

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): KZ TM RU