EA034859B1 - Способ удаления coиз неочищенного природного газа - Google Patents

Способ удаления coиз неочищенного природного газа Download PDF

Info

Publication number
EA034859B1
EA034859B1 EA201792010A EA201792010A EA034859B1 EA 034859 B1 EA034859 B1 EA 034859B1 EA 201792010 A EA201792010 A EA 201792010A EA 201792010 A EA201792010 A EA 201792010A EA 034859 B1 EA034859 B1 EA 034859B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
stream
carbon dioxide
methane
natural gas
gas
Prior art date
Application number
EA201792010A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201792010A1 (ru
Inventor
Саймон Николас Тилли
Джон Суинни
Дэвид Дж. Уотсон
Original Assignee
Джонсон Мэтти Дэйви Текнолоджиз Лимитед
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Джонсон Мэтти Дэйви Текнолоджиз Лимитед filed Critical Джонсон Мэтти Дэйви Текнолоджиз Лимитед
Publication of EA201792010A1 publication Critical patent/EA201792010A1/ru
Publication of EA034859B1 publication Critical patent/EA034859B1/ru

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/22—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by diffusion
    • B01D53/229—Integrated processes (Diffusion and at least one other process, e.g. adsorption, absorption)
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/22—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by diffusion
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
    • B01D53/86—Catalytic processes
    • B01D53/864—Removing carbon monoxide or hydrocarbons
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
    • B01D53/86—Catalytic processes
    • B01D53/8696—Controlling the catalytic process
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
    • B01D53/86—Catalytic processes
    • B01D53/90—Injecting reactants
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • C10L3/104—Carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2251/00—Reactants
    • B01D2251/10—Oxidants
    • B01D2251/11—Air
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2251/00—Reactants
    • B01D2251/20—Reductants
    • B01D2251/208—Hydrocarbons
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2255/00—Catalysts
    • B01D2255/10—Noble metals or compounds thereof
    • B01D2255/102—Platinum group metals
    • B01D2255/1021—Platinum
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2255/00—Catalysts
    • B01D2255/10—Noble metals or compounds thereof
    • B01D2255/102—Platinum group metals
    • B01D2255/1023—Palladium
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2255/00—Catalysts
    • B01D2255/10—Noble metals or compounds thereof
    • B01D2255/102—Platinum group metals
    • B01D2255/1028—Iridium
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
    • B01D2256/22—Carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
    • B01D2256/24—Hydrocarbons
    • B01D2256/245—Methane
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/50—Carbon oxides
    • B01D2257/504—Carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/70—Organic compounds not provided for in groups B01D2257/00 - B01D2257/602
    • B01D2257/702—Hydrocarbons
    • B01D2257/7022—Aliphatic hydrocarbons
    • B01D2257/7025—Methane
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/22—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by diffusion
    • B01D53/225—Multiple stage diffusion
    • 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
    • Y02C20/20—Capture or disposal of greenhouse gases of methane
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
  • Carbon And Carbon Compounds (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Separation Of Gases By Adsorption (AREA)

Abstract

Предлагается способ очистки сырьевого потока неочищенного природного газа, содержащего метан и имеющего первую концентрацию углекислого газа, включающий следующие стадии: a) подвергание сырьевого потока неочищенного природного газа процессу разделения с получением потока очищенного природного газа и потока углекислого газа; b) извлечение потока очищенного природного газа; c) пропускание потока углекислого газа и любого подпиточного метана или воздуха через теплообменник для повышения температуры потока до желаемой температуры Tна входе реактора окисления; d) направление нагретого потока со стадии c) и любого подпиточного метана и/или воздуха в реактор окисления, где метан окисляется; e) удаление газового потока, содержащего продукты реакции окисления, из реактора, причем указанный газовый поток имеет температуру Tна выходе, f) пропускание газового потока, удаленного на стадии e), через теплообменник в противотоке к потоку углекислого газа со стадии a); g) измерение температуры Tи управление температурой Tс помощью регулировки количества подпиточного метана и/или воздуха, добавляемых к потоку углекислого газа.

Description

Настоящее изобретение относится к способу очистки природного газа для сведения к минимуму сжигания на факеле и/или сброса метана.
Природный газ представляет собой ископаемое топливо, которое содержит углеводородную газовую смесь, состоящую в основном из метана. Однако он обычно также включает воду, углекислый газ, азот и сероводород. Природный газ находится в подземных пластах горных пород и часто залегает вместе или в непосредственной близости к другим углеводородным топливам, таким как уголь или нефть.
В мире ежегодно используется около 100 трлн ст.куб.фут (2,8 трлн м3) природного газа. Весь этот газ требует очистки перед тем, как он поступит в трубопровод. Необходимая очистка будет зависеть от источника природного газа, и, следовательно, имеющихся примесей. В некоторых случаях просто будет нужно удаление воды. Однако более 20% природного газа требует интенсивной очистки, что, безусловно, делает обработку природного газа крупнейшим рынком для оборудования и способов промышленного разделения газа.
Углекислый газ является обычным загрязнителем природного газа и должен быть удален до содержания менее чем примерно 8 мол.%, обычно менее чем примерно 2 мол.%, для сведения к минимуму коррозии трубопровода.
Исторически стандартным методом удаления углекислого газа из природного газа была аминовая абсорбция. Хотя она позволяет почти полностью удалить углекислый газ, обычно примерно 1% метана в очищаемом газе теряется с потоком отходящего углекислого газа, и еще от примерно 1% до примерно 4% метана должно использоваться в качестве топлива для нагревания ребойлера аминового десорбера. Соответственно, суммарные потери углеводородов находятся в диапазоне от примерно 2 до примерно 5%. Аминовые установки по-прежнему могут использоваться для очистки природного газа с низкой концентрацией углекислого газа.
Однако в последние годы все чаще применяется использование мембранных установок для удаления углекислого газа. В настоящее время на очистные установки на мембранной основе приходится менее 5% способов очистки; большинство из них предназначено для удаления углекислого газа. Тем не менее, удаление загрязнителей из природного газа на мембранной основе растет быстрее, чем любой другой сегмент в области мембранного газоразделения.
Как правило, мембранные установки используются для очистки потоков природного газа, которые имеют высокую концентрацию углекислого газа. Хотя они и могут использоваться для потоков, имеющих низкую концентрацию углекислого газа, в этом случае они обычно менее эффективны. Это означает, что мембранная установка, предназначенная для очистки 5 млн ст.куб.фут/сут. (0,14 млн м3/сут.) газа, который содержит 20% углекислого газа, была бы более чем вдвое меньше размера мембранной установки, предназначенной для очистки 20 млн ст.куб.фут/сут. (0,57 млн м3/сут.) газа, который содержит 5% углекислого газа.
Рассматриваются различные конструкции мембранной установки. Предполагаемое местоположение установки будет определять, какие факторы являются наиболее важными для учета в конструкции. Если установка должна быть размещена на морской платформе, вес и занимаемая площадь установки имеют решающее значение. Также важно, чтобы установка была проста в эксплуатации. В противоположность этому, хотя данные факторы могут играть некоторую роль при конструировании береговой установки, стоимость сооружения и эксплуатации имеют более важное значение при принятии решений, влияющих на конструктивное исполнение.
Схематическое изображение двух типичных установок удаления углекислого газа на мембранной основе, которые могут очищать природный газ с низкой концентрацией углекислого газа, проиллюстрировано на фиг. 1 и 2. Обе установки выполнены с возможностью очистки 10 млн ст.куб.фут/сут. (0,28 млн м3/сут.) газа, который содержит примерно 10% углекислого газа.
Одноступенчатая установка показана на фиг. 1.
Установки этого типа просты, не содержат вращающегося оборудования и требуют минимального технического обслуживания. Соответственно, установки этого типа предпочтительны для небольших газовых потоков, например для газовых скважин, которые дают менее 1 млн ст.куб.фут/сут. (0,03 млн м3/сут.) газа, поскольку они требуют низких капитальных и эксплуатационных расходов. В одном примере поток природного газа, имеющий концентрацию углекислого газа примерно 10%, может подаваться по трубопроводу 1 в мембранный сепаратор 2. В конфигурации, проиллюстрированной на фиг. 1, мембранный сепаратор может быть мембраной 1800 м2. Газ может подаваться при скорости потока примерно 2,8х105 м3/сут. и давлении примерно 800 фунт/кв.дюйм абс. (5,52 МПа абс.). Поток природного газа, извлекаемый по трубопроводу 3, по-прежнему будет содержать некоторое количество углекислого газа, но оно будет снижено до примерно 2%. Поток 4 пермеата из мембранного сепаратора 2 будет содержать примерно 44% углекислого газа. Этот поток будет находиться под давлением примерно 25 фунт/кв.дюйм абс. (0,17 МПа абс.). Метан в потоке 4 пермеата, который представляет собой потерю в потоке 3 природного газа, будет составлять примерно 11,5%, что само по себе является значительным.
Как правило, количество потерь метана будет зависеть от используемой мембраны, исходного газового потока и т.д., но обычно оно будет находиться в диапазоне от примерно 10 до примерно 15%. Если этот газ не используется в качестве топлива, его нужно сжигать на факеле, что означает значительную
- 1 034859 потерю доходов. По мере повышения величины потока природного газа потеря метана в одноступенчатой системе и возникающая в результате потеря доходов делают данную систему непривлекательной.
Для уменьшения потери рассматривается альтернативный способ, который схематично показан на фиг. 2. В данной конфигурации сырьевой поток 1 подается в первый мембранный сепаратор 2. Поток ретентата, извлекаемый по трубопроводу 3, будет содержать примерно 2% углекислого газа. Поток 4 пермеата из первого мембранного сепаратора 2 сжимается в компрессоре 5 и поступает во второй мембранный сепаратор 6. Второй мембранный сепаратор 6 может быть меньшего размера, чем первый мембранный сепаратор 2. В одной конфигурации первый мембранный сепаратор 2 представляет собой 2000 м2 сепаратор, и второй мембранный сепаратор 6 представляет собой 300 м2 сепаратор. Поток ретентата, извлекаемый по трубопроводу 7, может возвращаться ко входу первого мембранного сепаратора 2. Поток 8 пермеата будет в большинстве случаев содержать примерно 86% углекислого газа, и потери метана будут снижены до примерно 1,5%, что сопоставимо с потерями аминовой установки.
Альтернативная конфигурация показана на фиг. 3, где проиллюстрирован способ, который может использоваться для очистки газа с высокой концентрацией диоксида углерода на морской платформе. Конструкция объединяет принципы одноступенчатой и двухступенчатой систем, описанных выше. В одном примере поток, содержащий 30% углекислого газа, подается по трубопроводу 10 в первый 7500 м2 мембранный сепаратор 11 при давлении 500 фунт/кв.дюйм абс. (3,45 МПа абс.) и скорости поступления 14х105 Н.м3/сут. Пермеат, имеющий содержание 1,5% углекислого газа, отводится по трубопроводу 12. Поток 13 ретентата природного газа поступает во второй 7500 м2 мембранный сепаратор 14. Ретентат природного газа, извлекаемый по трубопроводу 15, будет иметь давление 500 фунт/кв.дюйм абс. (3,45 МПа абс.) и будет извлекаться со скоростью примерно 9,9х105 Н.м3/сут. Данный поток будет содержать примерно 81,5% углекислого газа.
Поток 16 пермеата из второго мембранного сепаратора 14 будет содержать примерно 56% углекислого газа. Данный поток сжимается в компрессоре 17 перед направлением в третий мембранный сепаратор 18. Этот третий мембранный сепаратор 18 будет, как правило, меньше, чем первый и второй мембранные сепараторы 11 и 14, и в одной конфигурации может быть мембраной 730 м2. Поток 19 ретентата, который будет содержать примерно 30% углекислого газа, возвращается в первый мембранный сепаратор 11. Пермеат из третьего мембранного сепаратора 18 отводится по трубопроводу 20. Данный поток содержит примерно 93,1% углекислого газа. Потоки 12 и 19 могут сбрасываться, или поток 12 может сжигаться на факеле.
Таким образом, данный способ снижает концентрацию углекислого газа в природном газе с 15 до примерно 8%. Эта концентрация все еще намного выше технических требований к транспортировке по газопроводам США, но достаточно низка для контроля коррозии сухого газа. Это означает, что газ может перекачиваться по трубопроводу на берег, где можно удалить оставшийся углекислый газ.
Технологическая схема способа, показанного на фиг. 3, будет давать потерю метана с потоками углекислого газа примерно 7%. Эта потеря может быть снижена за счет увеличения размера компрессора 17 и установки 18 мембранного разделения. Хотя это может быть возможно на береговых установках, увеличение веса, занимаемой площади, энергопотребления и других факторов затрат для морских установок не может быть компенсировано стоимостью извлеченного дополнительного газа.
Однако вне зависимости от способа образования, поток(потоки) пермеата, который был выделен из сырьевого природного газа и который обычно содержит высокий процент углекислого газа, нужно регулировать. Аналогичные проблемы появляются, когда загрязнители из потока природного газа удаляются другими способами.
Обычно отходящий газ выпускается в атмосферу путем сжигания на факеле и сброса. Сжигание на факеле представляет собой регулируемое сжигание природного газа, добываемого совместно с нефтью в ходе повседневных операций добычи нефти и газа. Сброс является регулируемым выпуском несгоревших газов непосредственно в атмосферу. Наличие факела или газосброса гарантирует, что газ можно безопасно удалить в чрезвычайных ситуациях и ситуациях остановки работы. Кроме того, если газ нельзя хранить или использовать в коммерческих целях, опасность возгорания и взрыва должна быть снижена путем сжигания на факеле или сброса.
По данным Глобальной программы по сокращению сжигания газа на факеле Всемирного банка ежегодно сжигается на факеле и сбрасывается 150 млрд м3 (5,3 трлн куб.фут) природного газа. Это примерно эквивалентно использованию газа во всех жилых домах США в течение 1 года и составляет около 5% мирового производства природного газа за год. Таким образом, очевидно, что данная потеря метана из-за сброса и/или сжигания газов на факеле представляет собой потерю ценных компонентов, поэтому в интересах нефтяных компаний свести к минимуму количество газа, сжигаемого на факеле, чтобы реализовать как можно большее количество добытых углеводородов.
Делались различные предложения относительно использования этого газа, включая выработку электроэнергии на месте, обратную закачку в скважину или микропревращение газа в жидкость с помощью реакций Фишера-Тропша. Однако эти способы не всегда легко реализуются, особенно если пространство ограничено. В частности, может быть технически или экономически нецелесообразно прода- 2 034859 вать весь газ или его часть по причинам, которые часто определяются сочетанием географического расположения, доступности покупателей и государственной политики в области энергетики. Аналогичным образом, может быть технически или экономически нецелесообразно закачивать газ обратно в подземные пласты. Поэтому, возможно, газ придется сжигать на факеле как отходы производства. В некоторых случаях сброс может быть более предпочтительным, чем сжигание на факеле, в зависимости от таких факторов, как локальные шумовые воздействия, токсичность добываемых газов и содержание углеводородов в газе. Если газ подлежит сжиганию на факеле, в интересах компании также увеличить содержание углекислого газа и, соответственно, снизить содержание метана в отходящем газе, чтобы получать максимально возможную экономическую отдачу от природного газа.
Сжигание на факеле и сброс не только имеют экономический эффект, они также оказывают локальное воздействие на окружающую среду, поскольку они производят выбросы, которые, как утверждается, могут вносить вклад в глобальное потепление. Имеющиеся данные свидетельствуют о том, что во всем мире сжигание газа на факеле обеспечивает 1% антропогенных выбросов углекислого газа, в то время как сжигание на факеле и сброс обеспечивают 4% антропогенных выбросов метана. Поэтому в промышленности стремятся снизить сжигание на факеле и/или свести к минимуму его воздействие за счет промышленного использования запасов газа, улучшения эксплуатации, технического обслуживания и конструкции факельных систем, а также за счет новых способов хранения попутного газа.
Таким образом, очевидно, что хотя имеются некоторые предложения для решения проблем, связанных с газообразными отходами переработки природного газа, ясно, что не существует решения, которое было бы приемлемым во всех ситуациях. Поэтому желательно предложить альтернативный подход, который может обеспечить преимущества, по меньшей мере, в некоторых ситуациях, когда газовые потоки должны сбрасываться.
Имеются некоторые предложения, связанные с вентиляционным газом из шахт, заключающиеся в том, что вентиляционный газ должен подвергаться окислению в присутствии подходящего катализатора или без него, благодаря чему метан, присутствующий в газе, окисляется до углекислого газа и воды перед тем, как он будет сброшен. Примеры систем окисления описаны в CN 102230393, CN 102225321, CN 102218286, CN 102205207, CN 101418702, CN 101906986, CN 201301726, CN 201650343 и CN 101206027.
В процессах окисления обычно нужно нагревать газ перед его контактом с катализатором. Однако эти способы могут быть трудноосуществимыми. Одна проблема заключается в том, что температуру в реакторе нужно регулировать, чтобы она была достаточно высокой для того, чтобы реакция протекала, но так, чтобы она была не слишком высокой, поскольку высокие температуры могут повредить и даже деактивировать катализатор.
Необходимость регулирования температуры во время процесса окисления может быть затруднена, если концентрация газа в обрабатываемом газовом потоке колеблется.
Один из предложенных способов работы с использованием газовых потоков, имеющих низкую, но изменяющуюся концентрацию метана в вентиляционном газе из угольной шахты, описан в US 2012/0189523. В первой конфигурации предложенный способ включает подачу газа через теплообменник, в котором он предварительно нагревается. Этот предварительно нагретый газ затем подают в реактор, в котором он контактирует с катализатором окисления, благодаря чему происходит реакция окисления. Затем прореагировавший газ пропускают через теплообменник, благодаря чему тепло утилизируется путем теплообмена с непрореагировавшим газом. Способ также включает изменение количества газа, который подается на катализатор окисления, в зависимости от концентрации метана в обрабатываемом газе, таким образом, что скорость потока газа увеличивается, когда концентрация метана является высокой, и уменьшается, когда концентрация метана становится низкой.
Во второй конфигурации, описанной в US 2012/0189523, очищаемый газ пропускают через низкотемпературный канал в теплообменник, благодаря чему он нагревается. Предварительно нагретый газ затем подают в реактор, где он контактирует с катализатором окисления и где происходит желаемая реакция окисления. Прореагировавший газ затем пропускается через теплообменник, чтобы обеспечить теплообмен с сырьевым газом. В данной конфигурации часть потока на низкотемпературной стороне или на высокотемпературной стороне теплообменника может пропускаться через сокращающий перепускной канал, благодаря чему часть газа может обходить теплообменник. Отношение количества сырьевого газа, подаваемого через сокращающий перепускной канал, к количеству, подаваемому в теплообменник, может изменяться таким образом, что чем ниже отношение, тем ниже концентрация метана в сырьевом газе, и чем выше отношение, тем выше концентрация метана в сырьевом газе.
Хотя этот способ предлагает некоторые средства для обработки метана в газовом потоке, он не относится к обработке потока, выделенного из потока природного газа, который имеет высокую концентрацию углекислого газа.
Поэтому желательно предложить способ, который обеспечивает альтернативную конфигурацию, которая подходит для очистки потока природного газа.
Таким образом, в соответствии с первым аспектом настоящего изобретения предлагается способ очистки потока неочищенного природного газа, содержащего метан и имеющего первую концентрацию
- 3 034859 углекислого газа, причем указанный способ включает стадии:
(a) подвергание сырьевого потока неочищенного природного газа процессу разделения с получением потока очищенного природного газа, имеющего второе содержание углекислого газа, которое ниже, чем первое содержание углекислого газа в указанном потоке неочищенного природного газа; и потока углекислого газа, содержащего углекислый газ в качестве основного компонента и метан;
(b) извлечение потока очищенного природного газа;
(c) необязательное смешивание потока углекислого газа с подпиточным метаном и/или подпиточным воздухом;
(d) пропускание потока углекислого газа и необязательного подпиточного метана или воздуха через теплообменник для повышения температуры потока до желаемой температуры Т1 на входе реактора окисления;
(e) необязательное смешивание потока углекислого газа с подпиточным метаном и/или подпиточным воздухом;
(f) направление нагретого потока со стадии (d) и любого необязательного подпиточного метана и/или воздуха в реактор окисления, содержащий катализатор окисления, где метан окисляется;
(g) удаление газового потока, содержащего продукты реакции окисления, из реактора, причем указанный газовый поток имеет температуру Т2 на выходе, которая является более высокой, чем температура Т1 на входе;
(h) пропускание газового потока, удаленного на стадии (g), через теплообменник в противотоке к потоку углекислого газа со стадии (а) с возможностью осуществления извлечения тепла из газового потока, удаленного на стадии (g), и использование для нагревания потока углекислого газа на стадии (d); и (i) измерение температуры Т2 на выходе и регулирование температуры Т на входе с помощью корректировки количества подпиточного метана и/или воздуха, добавляемых на стадии (с) и/или стадии (е).
Газовый поток, отводимый из реактора окисления, будет иметь пониженную концентрацию метана, поскольку он будет превращаться в углекислый газ и воду. Соответственно, как только этот поток пройдет через теплообменник на стадии (h), он может быть сброшен. Поскольку этот поток имеет существенно сниженную концентрацию метана, его сброс не оказывает вредного воздействия на окружающую среду, которое отмечалось в вариантах известного уровня техники.
В одной конфигурации как только этот поток пройдет через теплообменник на стадии (h), он может быть подан через расширительную турбину, в которой он расширяется перед сбросом. Расширительная турбина может подавать энергию в генератор энергии для производства электроэнергии, которая может использоваться для подачи энергии в способе. В расширительной турбине может происходить частичное сжижение расширенного газа. В зависимости от температуры потока к расширительной турбине можно извлечь дополнительное тепло из газа, выходящего из расширительной турбины, перед его сбросом.
Поток неочищенного природного газа может быть потоком природного газа, который не подвергался какой-либо очистке, или он мог уже подвергаться очистке для удаления примесей, которая может включать удаление углекислого газа. Однако этот поток является неочищенным в том смысле, что он имеет более высокое содержание углекислого газа, чем поток очищенного природного газа.
Поток неочищенного природного газа может содержать любое подходящее количество углекислого газа. В одной конфигурации он может содержать до 25% углекислого газа. Этот способ особенно подходит для использования с потоком природного газа, содержащим около 20% углекислого газа. Однако могут использоваться и содержания около 15, 12, 10, 8%.
Любой подходящий процесс разделения может использоваться для разделения потока неочищенного природного газа с образованием потока очищенного природного газа и потока углекислого газа.
В предпочтительной конфигурации процесс разделения представляет собой процесс мембранного разделения.
В одной конфигурации неочищенный природный газ очищают в единственном мембранном сепараторе. В данной конфигурации ретентат из мембранного сепаратора является потоком очищенного природного газа, и пермеат является потоком углекислого газа, содержащим метан.
В одной альтернативной конфигурации неочищенный природный газ может очищаться в первом мембранном сепараторе с образованием ретентата, содержащего поток очищенного природного газа. В данной конфигурации пермеат из первого мембранного сепаратора направляется во второй мембранный сепаратор. Поток пермеата может быть подвергнут сжатию перед направлением во второй мембранный сепаратор. Этот поток представляет собой пермеат из данного второго мембранного сепаратора, который является потоком углекислого газа, подвергшегося стадиям (c)-(i) выше. Ретентат из второго мембранного сепаратора может быть возвращен в первый мембранный сепаратор. Первый и второй мембранные сепараторы могут быть одинаковыми или различными.
Во второй альтернативной конфигурации неочищенный природный газ может очищаться в первом и втором мембранных сепараторах, расположенных последовательно, с образованием ретентата, содержащего поток очищенного природного газа. Пермеат из одного или обоих из первого и второго мембранных сепараторов направляют в третий мембранный сепаратор. Поток пермеата может быть подвергнут сжатию перед направлением в третий мембранный сепаратор. Если один из потоков пермеата не по- 4 034859 ступает в третий мембранный сепаратор, он может быть подвергнут стадиям (c)-(i) выше, или же может сжигаться на факеле или сбрасываться. Ретентат из третьего мембранного сепаратора может быть возвращен в первый мембранный сепаратор. Пермеат из третьего мембранного сепаратора будет подвергаться указанным выше стадиям (c)-(i).
Понятно, что с помощью регулирования температуры Tj на входе в реактор окисления можно регулировать температуру Т2 на выходе.
Возможность регулировать температуры важна для максимального увеличения срока службы катализатора. В отсутствие этого может произойти термическая деградация катализатора. Tb как правило, фиксируется в пределах рабочего диапазона, который не позволяет T2 выходить за пределы максимальной рабочей температуры катализатора. Однако изменения концентрации метана в потоке углекислого газа будут вызывать колебания в наблюдаемой экзотермической реакции и, следовательно, изменения в Т2. Эти изменения нужно регулировать, чтобы они были ниже максимально допустимого значения для Т2, но также для создания желаемой температуры Tj на входе в слой катализатора.
Температуру Т2 на выходе сравнивают с предварительно заданной желаемой температурой и регулируют количество добавляемого подпиточного воздуха. Если подпиточный воздух добавляется, температура Tj на входе уменьшается. Однако Tj не будет корректироваться до температуры, которая ниже минимальной температуры инициации реакции. Добавление подпиточного воздуха не только снижает Tj, но также приводит к дополнительному уменьшению концентрации метана, благодаря чему экзотермическая реакция в реакторе происходит в меньшей степени и, соответственно, уменьшается рост температуры внутри реактора.
Когда добавляют подпиточный метан, по мере того, как концентрация метана повышается, температура Т2 на выходе будет увеличиваться. Таким образом, если температура Tj слишком низка для того, чтобы обеспечить работу катализатора, добавление подпиточного метана для увеличения концентрации метана будет повышать T2, при этом более горячий поток пропускается через теплообменник, что, в свою очередь, приведет к повышению температуры сырьевого потока, проходящего через теплообменник, соответственно, увеличивая Tj. Поэтому добавление подпиточного метана предпочтительно осуществляется на стадии (b), благодаря чему метан также нагревается в теплообменнике на стадии (с).
В одной конфигурации может использоваться как подпиточный воздух, так и подпиточный метан. Если температура T2 возрастает, подпиточный воздух можно смешивать с потоком углекислого газа, тем самым снижая T2, как отмечалось выше. Если температура T2 понижается, подпиточный метан можно смешивать с потоком углекислого газа, тем самым повышая T2, как отмечалось выше.
В одной конфигурации часть потока углекислого газа может обходить теплообменник на стадии (d). Подпиточный воздух может добавляться в обходящий поток. Затем обходящий поток будет подаваться в реактор окисления вместе с потоком со стадии (b). Понятно, что в качестве альтернативы или дополнительно подпиточный воздух может добавляться и в других точках системы.
Смешивание обходящего потока, который не был нагрет в теплообменнике, с нагретым потоком углекислого газа позволяет регулировать температуру Tj. Величина потока углекислого газа, обходящего теплообменник, может увеличиваться по мере повышения концентрации метана, в противном случае это приведет к повышению температуры на выходе из реактора. Если Т2 снижается до заранее заданной температуры, величина потока углекислого газа, обходящего теплообменник, может быть уменьшена, благодаря чему температура катализатора поддерживается в желаемом диапазоне.
Может использоваться реактор любой подходящей конфигурации. В одной конфигурации реактор может содержать два или более субреактора, расположенных последовательно. Может быть три субреактора, расположенных последовательно. Если реактор состоит из двух или более субреакторов, расположенных последовательно, теплообменник может быть расположен между некоторыми или всеми реакторами. Соответственно, теплообменник может быть расположен между первым и вторым субреактором и/или между вторым и третьим субреактором.
В одной конфигурации поток углекислого газа и необязательный подпиточный метан или воздух затем пропускают через теплообменник для повышения температуры потока до желаемой температуры Tj на входе реактора. Затем поток поступает в первый субреактор, где он контактирует с катализатором, и происходит реакция. Температура будет увеличиваться по мере протекания реакции. Поток из первого субреактора может пропускаться через второй теплообменник, где он охлаждается перед тем, как его пропускают во второй субреактор, где происходит дальнейшая реакция. Затем горячий поток, извлеченный из второго субреактора, последовательно пропускают через первый и второй теплообменники. При прохождении через первый теплообменник он охлаждается и нагревает сырье в первый субреактор. По мере того как поток затем пропускается через второй теплообменник, он нагревается относительно охлаждающего потока из первого субреактора до температуры, которая подходит для подачи в третий субреактор, где может происходить дальнейшая реакция.
Когда имеется множество субреакторов, расположенных последовательно, подпиточный воздух может добавляться в любой подходящей точке способа. В одной конфигурации он необязательно может добавляться в поток перед каждым из субреакторов или по выбору.
Любой подходящий катализатор может использоваться в реакторе окисления. В одной конфигура- 5 034859 ции катализатор может представлять собой иридий и платину, диспергированные на носителе, таком как оксидный носитель. Примеры подходящих носителей включают диоксид циркония, диоксид титана, оксид алюминия или их смесь. В альтернативной конфигурации катализатор может быть платиной и/или палладием на подложке. Катализатор может быть представлен любой подходящей структурой, но в одной конфигурации он может быть в виде подложки с нанесенным покрытием, такой как металлическая или керамическая сотовая структура. Если для образования реактора используются два или более субреактора, в субреакторах могут использоваться одинаковые или различные катализаторы.
Желаемая температура будет зависеть от используемого катализатора. Когда катализатор содержит палладий и/или платину на подложке, T1 предпочтительно составляет по меньшей мере 300°C и может составлять по меньшей мере 350°C. Температур выше 650°C, как правило, следует избегать, чтобы максимально увеличить срок службы катализатора и свести к минимуму затраты на реактор. Т2 может поддерживаться ниже 600°C и может быть ниже примерно 580°C. Более предпочтительно T1 находится выше примерно 373°C и Т2 ниже примерно 580°C.
Если реактор состоит из двух или более субреакторов, расположенных последовательно, температура в каждом субреакторе может быть одинаковой или различной и может зависеть от выбранного катализатора.
Когда нагретый поток углекислого газа пропускается над катализатором, метан окисляется до углекислого газа и воды.
Реактор может иметь любую подходящую конфигурацию, но обычно является адиабатическим.
В одной конфигурации скорость потока в реактор будет поддерживаться постоянной.
Следует понимать, что подпиточный метан, необязательно добавляемый на стадии (с) или (е), может быть метаном или газовым потоком, содержащим метан. В этой последней конфигурации обогащенный метаном поток является предпочтительным. Может использоваться метан, полученный из сырьевого природного газа.
Теплообменник, один или каждый из них, может иметь любую подходящую конфигурацию. В одной конфигурации может использоваться теплообменник пластинчатого типа.
Таким образом, настоящее изобретение дает возможность системе учитывать колебания концентрации метана в реакторе окисления. Конфигурация является достаточно гибкой для быстрого изменения количества подпиточного метана или подпиточного воздуха при сохранении постоянным общего потока в слой катализатора, поддерживая тем самым температуру в реакторе в пределах желаемого диапазона.
Пламенный пусковой подогреватель или другой подходящий способ нагрева может быть предусмотрен для нагревания реактора до рабочих условий.
По мере того как катализатор деактивируется, выходящий газ из реактора начинает содержать метан. Присутствие метана в выходном потоке может быть обнаружено. Обсуждаемые здесь способы могут в таком случае позволять увеличивать T1 до тех пор, пока в потоке, удаляемом из реактора, не будет больше метана. Когда Т2 достигает своего максимума и общая конверсия метана падает, катализатор должен быть заменен. Обычно минимальный срок службы катализатора составляет один год.
Концентрация метана в потоке, полученном из реактора, может быть определена любым подходящим способом. В одной конфигурации она может быть измерена с использованием недисперсионного инфракрасного анализатора абсорбционного типа, в котором используется твердотельный детектор, обеспечивающий непрерывный мониторинг метана до 1 ч/млн или ниже.
Может использоваться любая подходящая скорость газового потока. В одной конфигурации может быть часовая объемная скорость газа примерно 20000 л газа/л катализатора/ч при линейной скорости на передней поверхности катализатора примерно менее 20 м/с, предпочтительно менее 10 м/с.
В любом из рассмотренных выше вариантов осуществления нагретый газ, извлеченный из реактора окисления, может использоваться для выработки энергии. Может использоваться обычный паровой генератор энергии. Поток из реактора окисления обычно будет использоваться для выработки энергии перед тем, как его пропускают через теплообменник на стадии (h). Однако он может проходить через теплообменник и сначала. Понятно, что нагретый газ может использоваться и в альтернативных применениях.
Настоящее изобретение будет теперь описано посредством примера со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых на фиг. 1 представлено схематическое изображение одноступенчатого способа удаления углекислого газа известного уровня техники;
на фиг. 2 - схематическое изображение двухступенчатого способа удаления углекислого газа известного уровня техники;
на фиг. 3 - схематическое изображение альтернативного способа удаления углекислого газа известного уровня техники;
на фиг. 4 - схематическое изображение принципиальной технологической схемы в соответствии с одним аспектом настоящего изобретения;
на фиг. 5 - схематическое изображение принципиальной технологической схемы в соответствии со вторым аспектом настоящего изобретения;
на фиг. 6 - схематическое изображение принципиальной технологической схемы в соответствии со
- 6 034859 вторым аспектом настоящего изобретения, в сочетании с установкой удаления углекислого газа, показанной на фиг. 2; и на фиг. 7 - схематическое изображение принципиальной технологической схемы в соответствии с третьим аспектом настоящего изобретения.
Специалистам в данной области техники должно быть понятно, что чертежи являются схематическими, и что дополнительные элементы оборудования, такие как емкости для орошения, насосы, вакуумные насосы, температурные датчики, датчики давления, клапаны сброса давления, регулирующие клапаны, регуляторы расхода, демпферы управления потоком, система воздуховодов, гасители пламени, регуляторы уровня, сборные резервуары, резервуары для хранения и т.п. могут быть необходимы в промышленной установке. Представление таких вспомогательных элементов оборудования не является частью настоящего изобретения и соответствует обычной химико-технологической практике.
Как проиллюстрировано на фиг. 4, поток углекислого газа, полученный в результате процесса разделения сырьевого потока неочищенного природного газа (не показан), подается в трубопровод 21 с помощью вентилятора 22, где он смешивается с необязательным подпиточным метаном, обычно в виде обогащенного метаном газа, в трубопроводе 23 и/или с необязательным подпиточным воздухом в трубопроводе 24, подаваемым с помощью вентилятора 25. Газ затем подается в теплообменник 26, где он нагревается до температуры T1, и после этого подается по трубопроводу 27 к реактору окисления 28, который содержит катализатор. В реакторе окисления метан превращается в углекислый газ и воду. Газовый поток, который будет нагрет во время экзотермической реакции до температуры Т2, затем отводится из реактора по трубопроводу 29, при этом он пропускается через теплообменник 26 в противотоке с входящим сырьем в трубопроводе 21, таким образом, что он охлаждается, и сырьевой поток нагревается. Охлажденный газообразный продукт затем удаляется по трубопроводу 30.
Регулятор 31 контролирует температуры T1 и Т2, измеренные в детекторах 32 и 33, и управляет подачей подпиточного метана и подпиточного воздуха по мере необходимости.
В альтернативной конфигурации, проиллюстрированной на фиг. 5, поток углекислого газа, полученный в результате процесса разделения сырьевого потока неочищенного природного газа (не показан), подается в процесс по трубопроводу 41 с помощью основного вентилятора 42 и затем поступает в теплообменник 43, где он нагревается. Часть сырьевого неочищенного природного газа может пропускаться в обход теплообменника 43 по трубопроводу 44 и затем смешиваться с нагретым газом. Клапан 45 регулирует перепускной поток. Подпиточный воздух может добавляться в перепускной поток по трубопроводу 46 с помощью вентилятора 47. При пуске метан может добавляться по трубопроводу 58, проходя через пусковую горелку 51. Также можно добавлять метан по трубопроводу 58, который обходит пусковую горелку во время нормальной работы.
Поток далее подается по трубопроводу 48 в реактор 49, где происходит реакция. Газовый поток затем отводится из реактора 49 по трубопроводу 52 и пропускается через теплообменник 43, где он охлаждается, нагревая входящий газ. Охлажденный газ затем выпускается по трубопроводу 53.
Регулятор 54 контролирует температуры Т1 и Т2, измеренные в детекторах 55 и 56 и анализаторе 57 выходящего метана. Затем регулятор корректирует количество отходящего газа, обходящего теплообменник 43, с помощью клапана 45 и количество подпиточного воздуха, добавляемого по трубопроводу 46.
На фиг. 6 показана схема фиг. 5 в сочетании с установкой удаления углекислого газа фиг. 2. Сырьевой поток неочищенного природного газа подается по трубопроводу 60 в первый мембранный сепаратор 61. В одной конфигурации поток может иметь концентрацию углекислого газа 10%. Ретентат, содержащий поток очищенного природного газа, имеющий более низкую концентрацию углекислого газа, извлекается по трубопроводу 62. Этот поток может иметь концентрацию углекислого газа, сниженную до примерно 2%.
Пермеат из первого мембранного сепаратора 61 будет иметь более высокую концентрацию углекислого газа, чем в сырье, подаваемом к мембране, обычно примерно 44%. Данный поток 63 пермеата направляется во второй мембранный сепаратор 65 через компрессор 64. Далее углекислый газ удаляется из потока 63 во втором мембранном сепараторе 65.
Ретентат из второго мембранного сепаратора 65 подается обратно в первый мембранный сепаратор 61. Пермеат 67 из второго мембранного сепаратора 65 имеет высокую концентрацию углекислого газа, обычно примерно 86%. Этот пермеат далее направляется по трубопроводу 41 в процесс, проиллюстрированный на фиг. 5.
Как показано на фиг. 6, необязательно поток, получаемый из реактора 49 по трубопроводу 52, направляется в паровой генератор 68 энергии до подачи в теплообменник 43.
Альтернативная конфигурация проиллюстрирована на фиг. 7. В данной конфигурации очищенный газовый поток в трубопроводе 70 направляется со стадии мембранного разделения (не показана) в первый теплообменник 72. Во время пуска очищенный газовый поток может пропускаться через пусковой подогреватель, такой как пусковая горелка 71. В первом теплообменнике 72 поток нагревается до подходящий температуры на входе перед его поступлением в первый субреактор 73, который содержит катализатор, где часть метана окисляется с образованием углекислого газа и воды. Это окисление увеличива- 7 034859 ет температуру потока. Подпиточный воздух может подаваться по трубопроводу 80 в поток перед его направлением в первый теплообменник 72. Количество добавляемого подпиточного воздуха можно изменять, чтобы регулировать степень окисления, которое происходит в первом субреакторе.
Поток, получаемый из первого субреактора 73, подается во второй теплообменник 74, где он охлаждается перед направлением во второй субреактор 75. Подпиточный воздух может добавляться в поток по трубопроводу 80 перед его добавлением во второй субреактор 75. Дальнейшее окисление метана в газовом потоке происходит во втором субреакторе 75. Опять же, степень окисления можно регулировать количеством добавляемого подпиточного воздуха.
Отработавший газ из второго реактора 75 извлекается по трубопроводу 76 и направляется через первый теплообменник 72, где он охлаждается, одновременно нагревая поток, подаваемый по трубопроводу 70 в первый субреактор 73.
Охлажденный отработавший газ затем направляется по трубопроводу 77 во второй теплообменник 74, где он нагревается горячими газами, выходящими из первого субреактора 73. После нагревания газ подается в третий субреактор 79, где происходит дальнейшее окисление. Подпиточный воздух может добавляться в третий субреактор 79 для охлаждения и разбавления горячего газа из второго теплообменника 75.
Отработавший газ из третьего субреактора 79 извлекается по трубопроводу 81 и направляется далее в расширительную турбину 82 перед сбросом по трубопроводу 83. Энергия, вырабатываемая в расширительной турбине, может использоваться в способе изобретения.

Claims (19)

1. Способ очистки сырьевого потока неочищенного природного газа, содержащего метан и имеющего первую концентрацию углекислого газа, включающий стадии:
(a) подвергание сырьевого потока неочищенного природного газа процессу разделения с получением потока очищенного природного газа, имеющего второе содержание углекислого газа, которое ниже, чем первое содержание углекислого газа в указанном потоке неочищенного природного газа; и потока углекислого газа, содержащего углекислый газ в качестве основного компонента и метан;
(b) извлечение потока очищенного природного газа;
(c) пропускание потока углекислого газа и любого подпиточного метана или воздуха через теплообменник для повышения температуры потока до желаемой температуры T1 на входе реактора окисления;
(d) направление нагретого потока со стадии (с) и любого подпиточного метана и/или воздуха в реактор окисления, содержащий катализатор окисления, где метан окисляется;
(e) удаление газового потока, содержащего продукты реакции окисления, из реактора, причем указанный газовый поток имеет температуру Т2 на выходе, которая является более высокой, чем температура Т1 на входе;
(f) пропускание газового потока, удаленного на стадии (е), через теплообменник в противотоке к потоку углекислого газа со стадии (а) для извлечения тепла из газового потока, удаленного на стадии (е), и использования для нагревания потока углекислого газа на стадии (с); и (g) измерение температуры Т2 на выходе и управление температурой Т1 на входе с помощью регулировки количества подпиточного метана и/или воздуха, добавляемых к потоку углекислого газа до и/или после того, как поток углекислого газа прошел через теплообменник.
2. Способ по п.1, в котором процесс разделения представляет собой процесс мембранного разделения.
3. Способ по п.2, в котором неочищенный природный газ очищают в единственном мембранном сепараторе, и ретентат из мембранного сепаратора является потоком очищенного природного газа, а пермеат является потоком углекислого газа, содержащим метан.
4. Способ по п.2, в котором неочищенный природный газ очищают в первом мембранном сепараторе с образованием ретентата, содержащего поток очищенного природного газа, и пермеата, который направляется во второй мембранный сепаратор, причем пермеат из второго мембранного сепаратора является потоком углекислого газа, содержащим метан.
5. Способ по п.4, в котором поток пермеата подвергают сжатию перед направлением во второй мембранный сепаратор.
6. Способ по п.2, в котором неочищенный природный газ очищают в первом и во втором мембранных сепараторах, расположенных последовательно, с образованием ретентата, содержащего поток очищенного природного газа, пермеата из одного или из обоих первого и второго мембранных сепараторов, направляемого в третий мембранный сепаратор, причем поток пермеата из третьего мембранного сепаратора является потоком углекислого газа, содержащим метан.
7. Способ по п.6, в котором поток пермеата подвергают сжатию перед направлением в третий мембранный сепаратор.
8. Способ по любому из пп.1-7, где реактор содержит два или более субреактора.
- 8 034859
9. Способ по п.8, в котором поток продукта из первого субреактора пропускается через второй теплообменник перед направлением во второй субреактор.
10. Способ по п.9, в котором поток продукта из второго субреактора пропускается через один или оба теплообменника перед направлением в третий субреактор.
11. Способ по любому из пп.1-10, в котором температуру Т2 на выходе сравнивают с предварительно заданной желаемой температурой и концентрацию метана и/или воздуха регулируют таким образом, чтобы последующее повышение температуры, вызванное реакцией в реакторе окисления, приводило к тому, чтобы температура Т2 на выходе приближалась к желаемой температуре.
12. Способ по любому из пп.1-11, в котором часть потока углекислого газа обходит теплообменник на стадии (d).
13. Способ по п.12, в котором подпиточный воздух добавляется в обходящий поток.
14. Способ по любому из пп.1-13, в котором катализатор является иридием и платиной, диспергированными на носителе, таком как оксидный носитель, или палладием и/или платиной на подложке.
15. Способ по любому из пп.1-14, в котором T1 составляет по меньшей мере примерно 300°C или по меньшей мере примерно 350°C.
16. Способ по любому из пп.1-15, в котором Т2 составляет примерно 600°C или ниже.
17. Способ по любому из пп.1-16, в котором T1 составляет примерно 373°C или выше и Т2 составляет примерно 580°C или ниже.
18. Способ по любому из пп.1-17, в котором поток, полученный из реактора, пропускается через пар в генератор энергии.
19. Способ по любому из пп.1-18, в котором поток продукта проходит через расширительную турбину перед сбросом.
EA201792010A 2015-03-11 2016-02-26 Способ удаления coиз неочищенного природного газа EA034859B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GB201504130A GB201504130D0 (en) 2015-03-11 2015-03-11 Process
PCT/GB2016/050510 WO2016142649A1 (en) 2015-03-11 2016-02-26 Process for removing co2 from crude natural gas

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201792010A1 EA201792010A1 (ru) 2018-01-31
EA034859B1 true EA034859B1 (ru) 2020-03-30

Family

ID=52998755

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201792010A EA034859B1 (ru) 2015-03-11 2016-02-26 Способ удаления coиз неочищенного природного газа

Country Status (14)

Country Link
US (1) US10537849B2 (ru)
EP (1) EP3268113B1 (ru)
CN (1) CN107530626B (ru)
AR (1) AR104012A1 (ru)
AU (1) AU2016230924B2 (ru)
BR (1) BR112017019227B1 (ru)
CA (1) CA2979317C (ru)
EA (1) EA034859B1 (ru)
GB (2) GB201504130D0 (ru)
MX (1) MX2017011543A (ru)
PH (1) PH12017501612A1 (ru)
TW (1) TWI687510B (ru)
WO (1) WO2016142649A1 (ru)
ZA (1) ZA201706542B (ru)

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2009157434A1 (ja) * 2008-06-23 2009-12-30 日揮株式会社 二酸化炭素オフガスの浄化方法および浄化用燃焼触媒、並びに天然ガスの製造方法
US20100186586A1 (en) * 2009-01-29 2010-07-29 Chevron U.S.A. Inc. Process for Upgrading Natural Gas with Improved Management of CO2
WO2010129413A1 (en) * 2009-05-06 2010-11-11 L'air Liquide Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Process for the purification of a carbon dioxide stream with heating value and use of this process in hydrogen producing processes
CN202322831U (zh) * 2011-11-24 2012-07-11 新奥科技发展有限公司 沼气和垃圾填埋气利用系统
US20130098242A1 (en) * 2010-07-01 2013-04-25 Evonik Fibres Gmbh Process for separation of gases
EP2762220A1 (de) * 2013-02-05 2014-08-06 Axiom Angewandte Prozeßtechnik Ges. m.b.H. Verfahren und Vorrichtung zur Verwertung von Schwachgas

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101206207B (zh) 2006-12-22 2012-04-11 中国科学院大连化学物理研究所 一种微液相分离系统与质谱联用的多通道电喷雾离子源
CN101418702B (zh) 2008-11-26 2011-03-23 胜利油田胜利动力机械集团有限公司 一种煤矿乏风甲烷氧化装置的瓦斯添加系统
CN201301726Y (zh) 2008-11-27 2009-09-02 胜利油田胜利动力机械集团有限公司 煤矿乏风甲烷氧化装置的瓦斯添加系统及安全保护机构
AU2010299162B2 (en) 2009-09-25 2015-04-09 Osaka Gas Co., Ltd. Method and Apparatus for Removing Low-Concentration Methane.
CN101760270B (zh) * 2010-01-14 2014-01-08 党延斋 脱除并回收天然气中co2的方法
JP2011189262A (ja) * 2010-03-15 2011-09-29 Babcock Hitachi Kk 二酸化炭素回収装置からの排ガスの処理方法及び装置
CN201650343U (zh) 2010-03-24 2010-11-24 淄博淄柴新能源有限公司 瓦斯氧化装置用低浓度瓦斯混合输送系统
CN101906986A (zh) 2010-07-09 2010-12-08 胜利油田胜利动力机械集团有限公司 煤矿乏风装置进、排气气流分配方法
US8535638B2 (en) * 2010-11-11 2013-09-17 Air Liquide Large Industries U.S. Process for recovering hydrogen and carbon dioxide
CN102218286B (zh) 2011-04-11 2013-04-10 山东理工大学 煤矿乏风预热催化氧化器
CN102225321B (zh) 2011-04-11 2013-02-13 山东理工大学 带有燃烧器启动的煤矿乏风预热催化氧化器
CN102205207B (zh) 2011-04-11 2013-06-19 山东理工大学 多反应室煤矿乏风预热催化氧化器
CN102230393B (zh) 2011-04-11 2013-06-19 山东理工大学 煤矿乏风预热催化氧化器的进排气导流装置
JP5834538B2 (ja) * 2011-06-27 2015-12-24 株式会社Ihi 廃熱発電装置
US9452386B1 (en) * 2015-03-04 2016-09-27 L'Air Liquide Socieété Anonyme Pour L'Étude Et L'Exploitation Des Procedes Georges Claude Hybrid membrane and adsorption-based system and process for recovering CO2 from flue gas and using combustion air for adsorbent regeneration

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2009157434A1 (ja) * 2008-06-23 2009-12-30 日揮株式会社 二酸化炭素オフガスの浄化方法および浄化用燃焼触媒、並びに天然ガスの製造方法
US20100186586A1 (en) * 2009-01-29 2010-07-29 Chevron U.S.A. Inc. Process for Upgrading Natural Gas with Improved Management of CO2
WO2010129413A1 (en) * 2009-05-06 2010-11-11 L'air Liquide Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Process for the purification of a carbon dioxide stream with heating value and use of this process in hydrogen producing processes
US20130098242A1 (en) * 2010-07-01 2013-04-25 Evonik Fibres Gmbh Process for separation of gases
CN202322831U (zh) * 2011-11-24 2012-07-11 新奥科技发展有限公司 沼气和垃圾填埋气利用系统
EP2762220A1 (de) * 2013-02-05 2014-08-06 Axiom Angewandte Prozeßtechnik Ges. m.b.H. Verfahren und Vorrichtung zur Verwertung von Schwachgas

Also Published As

Publication number Publication date
WO2016142649A1 (en) 2016-09-15
TW201634680A (zh) 2016-10-01
MX2017011543A (es) 2018-06-15
US10537849B2 (en) 2020-01-21
GB2538836B (en) 2019-11-20
EP3268113A1 (en) 2018-01-17
GB201603378D0 (en) 2016-04-13
ZA201706542B (en) 2019-12-18
TWI687510B (zh) 2020-03-11
BR112017019227B1 (pt) 2022-07-26
CA2979317A1 (en) 2016-09-15
AR104012A1 (es) 2017-06-21
CN107530626A (zh) 2018-01-02
US20180043299A1 (en) 2018-02-15
EA201792010A1 (ru) 2018-01-31
AU2016230924A1 (en) 2017-09-28
CN107530626B (zh) 2021-04-02
CA2979317C (en) 2023-09-26
GB2538836A (en) 2016-11-30
PH12017501612A1 (en) 2018-02-26
AU2016230924B2 (en) 2020-10-08
BR112017019227A2 (pt) 2018-04-24
EP3268113B1 (en) 2019-12-04
GB201504130D0 (en) 2015-04-22

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US20050186130A1 (en) Method for producing nitrogen to use in under balanced drilling, secondary recovery production operations and pipeline maintenance
CA2865103C (en) Method and system for separating and destroying sour and acid gas
US20220298965A1 (en) Systems and methods for oxidation of hydrocarbon gases
CN114901925A (zh) 用于发电系统的热管理的控制方案和方法
CN103030142A (zh) 用于提供公用品和二氧化碳的系统和方法
EA034859B1 (ru) Способ удаления coиз неочищенного природного газа
Swinney et al. Process for removing CO 2 from crude natural gas
WO2018118623A1 (en) Separation of methane from gas mixtures
AU2014377721B2 (en) A system and a process for enhancing efficiency of CO2 removal from natural gas stream
AU2018275017B2 (en) Process and apparatus
US20240017993A1 (en) Systems, Devices and Methods for Input and Output Pressure Management of Air Breathing Engine Reformers
WO2000015323A1 (en) Process for the removal of pollutants from flue gases
EA045250B1 (ru) Схемы регулирования для управления тепловыми потоками систем и способов производства энергии
AU2023213005A1 (en) Systems, devices and methods for input and output pressure management of air breathing engine reformers.
AU5841499A (en) Process for the removal of pollutants from flue gases

Legal Events

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

Designated state(s): AM AZ BY KZ KG TJ TM