EA038262B1 - Способ производства потока очищенного газа - Google Patents

Способ производства потока очищенного газа Download PDF

Info

Publication number
EA038262B1
EA038262B1 EA201792081A EA201792081A EA038262B1 EA 038262 B1 EA038262 B1 EA 038262B1 EA 201792081 A EA201792081 A EA 201792081A EA 201792081 A EA201792081 A EA 201792081A EA 038262 B1 EA038262 B1 EA 038262B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
xylene
gas stream
liquid
absorption
absorbing liquid
Prior art date
Application number
EA201792081A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201792081A1 (ru
Inventor
Жанин Мари Клинкенбейл
Анастасия Ангелопулу
Шелби Карли МакФарлин
Менно Бастиан Хендрикс Гирман
Тома Медар Де Казнов
Original Assignee
Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. filed Critical Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Publication of EA201792081A1 publication Critical patent/EA201792081A1/ru
Publication of EA038262B1 publication Critical patent/EA038262B1/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
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1462—Removing mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/002—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 condensation
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1487—Removing organic compounds
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
    • 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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • C10L3/103—Sulfur containing contaminants
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • C10L3/104—Carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20426—Secondary amines
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20431—Tertiary amines
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/205—Other organic compounds not covered by B01D2252/00 - B01D2252/20494
    • B01D2252/2056—Sulfur compounds, e.g. Sulfolane, thiols
    • 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
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/304—Hydrogen sulfide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/50—Carbon oxides
    • B01D2257/504—Carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/70—Organic compounds not provided for in groups B01D2257/00 - B01D2257/602
    • B01D2257/702—Hydrocarbons
    • B01D2257/7027—Aromatic hydrocarbons
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2259/00—Type of treatment
    • B01D2259/65—Employing advanced heat integration, e.g. Pinch technology
    • B01D2259/652—Employing advanced heat integration, e.g. Pinch technology using side coolers
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/06—Heat exchange, direct or indirect
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/48—Expanders, e.g. throttles or flash tanks
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/54—Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C10L2290/542—Adsorption of impurities during preparation or upgrading of a fuel

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

Данное изобретение относится к способу производства потока очищенного газа из потока сырьевого газа, содержащего природный газ, углекислый газ, сероводород и ароматические соединения, выбранные из группы: бензол, толуол, ксилолы. В указанном способе поток сырьевого газа контактирует в абсорбционной колонне с абсорбирующей жидкостью, содержащей сульфолан и вторичный или третичный амин. Температуру абсорбирующей жидкости понижают в промежуточной секции абсорбционной колонны. Получают насыщенную абсорбирующую жидкость, содержащую углекислый газ, сероводород и ароматические соединения, выбранные из группы: бензол, толуол, о-ксилол, м-ксилол и п-ксилол, и газовый поток, обедненный этими соединениями. По меньшей мере часть полученного газового потока охлаждают до по меньшей мере -40°С, сбрасывают давление и получают жидкость, содержащую ароматические соединения, выбранные из группы: бензол, толуол, этилбензол, о-ксилол, м-ксилол и п-ксилол, и газ мгновенного испарения, обедненный этими соединениями, содержащий менее чем 3 м.д. по объему бензола, толуола, этилбензола и ксилолов (ВТЕХ). Можно использовать одноступенчатую испарительную емкость, при этом нет необходимости использовать скруббер или деэтанизатор (деметанизатор). Этот газ мгновенного испарения подают в блок сжижения без прохождения через какое-либо дополнительное удаляющее ВТЕХ оборудование и/или блок извлечения/разделения углеводородов/извлечения жидких фракций природного газа (NGL).

Description

Область изобретения
Данное изобретение относится к способу производства потока очищенного газа из потока сырьевого газа, содержащего загрязняющие вещества.
Уровень техники
Газовые потоки из скважин природного газа, как правило, содержат загрязняющие вещества, например углекислый газ, сероводород и ароматические углеводороды, например бензол, толуол, этилбензол и ксилол, которые необходимо удалить перед тем, как использовать газовые потоки далее.
В данной области техники известны процессы удаления сероводорода, углекислого газа и ароматических углеводородов из газового потока. Такие процессы, как правило, включают стадию абсорбции для удаления сероводорода, углекислого газа и ароматических углеводородов из газообразного сырьевого потока посредством контактирования в абсорбционной колонне такого газообразного сырьевого потока с растворителем, например с аминовым раствором. Таким образом, получают очищенный газообразный поток и растворитель, насыщенный загрязняющими веществами. Насыщенный растворитель, как правило, регенерируют в десорбере для получения потока газа, содержащего загрязняющие вещества и обедненный растворитель, который возвращают в абсорбционную колонну.
ВТХ часто используют в качестве акронима для бензола, толуола и ксилолов (например, о-ксилола, м-ксилола и/или п-ксилола). ВТЕХ часто используют в качестве акронима для бензола, толуола, этилбензола и ксилолов (например, о-ксилола, м-ксилола и/или п-ксилола).
Чтобы избежать замораживания при производстве СПГ (сжиженного природного газа), перед сжижением удаляют ВТЕХ. В случае если уровень ВТЕХ в газе слишком высок, то трубопроводы могут забиваться. В целом, предпочтительно, чтобы перед сжижением концентрация ВТЕХ в газе составляла не более 3 м.д. по объему (частей на миллион по объему).
WO2007003618 описывает способ, в котором удаляют бензол, толуол, о-ксилол, м-ксилол и пксилол (ВТХ) посредством абсорбирующей жидкости, содержащей физический растворитель. На данной стадии также в значительной степени удаляют сероводород и углекислый газ. В предпочтительном способе в качестве абсорбирующей жидкости используют смесь сульфолана, вторичного или третичного амина и воды.
После того, как большинство бензола, толуола и ксилолов были удалены посредством абсорбирующей жидкости, необходимо дополнительно снизить их концентрацию. Это, как правило, выполняют посредством скрубберной колонны, адсорбера, экстрактора или блока удаления ВТЕХ или ВТХ иного типа. В такой второй стадии из газа иногда также возможно удалить углеводороды с более чем 5 атомами углерода (C5+).
Существует потребность в улучшенном способе, в котором удаление бензола, толуола и ксилолов является более эффективным, без нарушения хода удаления сероводорода и углекислого газа.
Краткое описание сущности изобретения
В настоящее время установлено, что эффективность удаления бензола, толуола и ксилолов может быть увеличена посредством контактирования газа с определенной абсорбирующей жидкостью и посредством снижения температуры в абсорбционной колонне.
Следовательно, данное изобретение относится к способу, в котором производят поток очищенного газа из потока сырьевого газа, содержащего природный газ, углекислый газ, сероводород и ароматические соединения, выбранные из группы: бензол, толуол, этилбензол, о-ксилол, м-ксилол и п-ксилол. Способ включает следующие стадии, в которых:
(a) смешивают поток сырьевого газа в абсорбционной колонне с абсорбирующей жидкостью, содержащей сульфолан и вторичный или третичный амин, и понижают температуру абсорбирующей жидкости в промежуточной секции абсорбционной колонны, чтобы получить насыщенную абсорбирующую жидкость, содержащую углекислый газ, сероводород и ароматические соединения, выбранные из группы: бензол, толуол, о-ксилол, м-ксилол и п-ксилол, и газовый поток, обедненный этими соединениями;
(b) по меньшей мере часть газового потока, полученного на стадии (a), охлаждают до по меньшей мере -40°С и сбрасывают давление, чтобы получить жидкость, содержащую ароматические соединения, выбранные из группы: бензол, толуол, этилбензол, о-ксилол, м-ксилол и п-ксилол, и газ мгновенного испарения, обедненный этими соединениями, содержащий менее чем 3 м.д. по объему бензола, толуола, этилбензола и ксилолов (ВТЕХ); и затем указанный газ мгновенного испарения подают в блок сжижения без прохождения через какоелибо дополнительное удаляющее ВТЕХ оборудование и/или блок извлечения/разделения углеводородов/извлечения жидких фракций природного газа (NGL).
Преимуществом способа согласно настоящему изобретению является то, что была повышена эффективность удаления бензола, толуола и ксилолов (ВТХ) на стадии (а).
Стадия (b) имеет дополнительное преимущество в том, что улучшается эффективность удаления бензола, толуола, этилбензола, о-ксилола, м-ксилола и п-ксилола (ВТЕХ).
Другим преимуществом является то, что NGL (жидкие фракции природного газа) и ароматические
- 1 038262 соединения могут быть удалены посредством охлаждения и сброса давления на стадии (b). Стадию (b) могут выполнять в одной или нескольких одноступенчатых испарительных емкостях. Нет необходимости использовать скрубберную колонну, деэтанизатор или деметанизатор, адсорбер или экстрактор. Помимо одной или нескольких одноступенчатых испарительных емкостей на стадии (b) нет необходимости использовать другой блок удаления ВТХ или ВТЕХ. Также может быть значительно упрощен блок удаления NGL в установке по производству СПГ. NGL означает жидкие фракции природного газа, которые связаны с углеводородами, такими как C2H6, C3H8, nC4H10 и пентаны.
Дополнительным преимуществом является то, что на стадии (b) может быть получен газ мгновенного испарения, содержащий менее чем 3 м.д. по объему ВТЕХ. Этот газ мгновенного испарения может быть подвергнут сжижению для получения СПГ.
Подробное описание сущности изобретения
В способе в соответствии с настоящим изобретением поток очищенного газа производят из потока сырьевого газа, содержащего природный газ, углекислый газ, сероводород и ароматические соединения, выбранные из группы: бензол, толуол, этилбензол, о-ксилол, м-ксилол и п-ксилол. Способ включает следующие стадии, в которых:
(a) смешивают поток сырьевого газа в абсорбционной колонне с абсорбирующей жидкостью, содержащей сульфолан и вторичный или третичный амин, и понижают температуру абсорбирующей жидкости в промежуточной секции абсорбционной колонны, чтобы получить насыщенную абсорбирующую жидкость, содержащую углекислый газ, сероводород и ароматические соединения, выбранные из группы: бензол, толуол, о-ксилол, м-ксилол и п-ксилол, и газовый поток, обедненный этими соединениями;
(b) по меньшей мере часть газового потока, полученного на стадии (a), охлаждают до по меньшей мере -40°С и сбрасывают давление, чтобы получить жидкость, содержащую ароматические соединения, выбранные из группы: бензол, толуол, этилбензол, о-ксилол, м-ксилол и п-ксилол, и газ мгновенного испарения, обедненный этими соединениями, содержащий менее чем 3 м.д. по объему бензола, толуола, этилбензола и ксилолов (ВТЕХ); и затем указанный газ мгновенного испарения подают в блок сжижения без прохождения через какоелибо дополнительное удаляющее ВТЕХ оборудование и/или блок извлечения/разделения углеводородов/извлечения жидких фракций природного газа (NGL).
Поток сырьевого газа содержит природный газ, углекислый газ, сероводород и ароматические соединения, выбранные из группы: бензол, толуол, этилбензол, о-ксилол, м-ксилол и п-ксилол. Поток сырьевого газа может также содержать углеводороды с более чем 5 атомами углерода (С5+).
Природный газ является общим термином, который применяют для смесей легких углеводородов и, необязательно, других газов (азота, углекислого газа, гелия), полученных из скважин природного газа. Основным компонентом природного газа является метан. Кроме того, часто присутствуют этан, пропан и бутан. В некоторых случаях могут присутствовать (небольшие) количества высших углеводородов, часто обозначаемые как жидкие фракции природного газа или конденсаты. В случае если природный газ добывают вместе с нефтью, его обычно называют попутным газом. К другим соединениям, которые могут присутствовать в различных количествах в природном газе в качестве загрязняющих веществ, относятся углекислый газ, сероводород и ароматические соединения.
Поток сырьевого газа может содержать H2S, например, в диапазоне от 1 м.д. по объему до 10 об.% исходя из общего потока сырьевого газа. Поток сырьевого газа может также содержать углекислый газ, например, в диапазоне от 0 до 40 об.% исходя из общего потока сырьевого газа.
В том случае, если поток сырьевого газа дополнительно содержит углеводороды с более чем 5 атомами углерода, насыщенная абсорбирующая жидкость, полученная на стадии (a), также дополнительно содержит углеводороды с более чем 5 атомами углерода, и жидкость, полученная на стадии (b), дополнительно содержит углеводороды с более чем 5 атомами углерода.
Предпочтительно, абсорбирующую жидкость используют на стадии (a) для удаления загрязняющих веществ посредством переноса загрязняющих веществ из потока сырьевого газа в абсорбирующую жидкость. Это приводит к насыщению абсорбирующей жидкости загрязняющими веществами. Насыщенная абсорбирующая жидкость может быть регенерирована посредством контактирования с регенерационным газом.
Абсорбирующая жидкость содержит сульфолан и вторичный или третичный амин.
Сульфолан является физическим растворителем. Вторичный или третичный амин является химическим растворителем. Предпочтительно, абсорбирующая жидкость дополнительно содержит другой растворитель, наиболее предпочтительно воду.
Предпочтительно, количество сульфолана находится в диапазоне от 10 до 80, более предпочтительно от 15 до 50, оптимально от 20 до 35 вес.ч. исходя из общего количества абсорбирующей жидкости. Остальной частью абсорбирующей жидкости является вторичный или третичный амин и другой подходящий растворитель, предпочтительно вода.
Примерами подходящих вторичных или третичных аминов являются аминовые соединения, полу- 2 038262 ченные из этаноламина, более конкретно ДИПА (диизопропаноламин), ДЭА, ММЭА (монометилэтаноламин), МДЭА или ДЭМЭА (диэтилмоноэтаноламин), предпочтительно ДИПА или МДЭА, наиболее предпочтительно ДИПА.
Абсорбирующая жидкость может дополнительно содержать так называемое активирующее соединение. Подходящими активирующими соединениями являются пиперазин, метилэтаноламин или (2аминоэтил)этаноламин, особенно пиперазин. Предпочтительная абсорбирующая жидкость содержит сульфолан, МДЭА и пиперазин.
Для данного способа в высшей степени предпочтительная абсорбирующая жидкость содержит: сульфолан, воду и ДИПА.
Абсорбирующая жидкость, как правило, содержит воду, предпочтительно в диапазоне от 15 до 45 вес.ч. воды, более предпочтительно от 15 до 40 вес.ч. воды.
На стадии (a) в промежуточной секции абсорбционной колонны понижают температуру абсорбирующей жидкости. Предпочтительно, температуру абсорбирующей жидкости понижают посредством отведения абсорбирующей жидкости из абсорбционной колонны, охлаждения отведенной абсорбирующей жидкости и подачи охлажденной абсорбирующей жидкости обратно в абсорбционную колонну.
Наиболее предпочтительно, охлажденную жидкость подают обратно в абсорбционную колонну на уровень ниже, чем уровень, с которого подлежащую охлаждению абсорбирующую жидкость отводят из абсорбционной колонны. Но её также могут подавать обратно на тот же уровень или на уровень выше, чем уровень, с которого подлежащую охлаждению абсорбирующую жидкость отводят из абсорбционной колонны.
В предпочтительном варианте реализации изобретения температуру абсорбирующей жидкости понижают посредством промежуточного охлаждения. Температура абсорбирующей жидкости может быть понижена посредством промежуточного охладителя. Промежуточный охладитель можно приобрести, например, у Black & Veatch. Пример абсорбционной колонны с промежуточным охлаждением представлен на чертеже.
На стадии (b) перед сбросом давления газ, полученный на стадии (a), предпочтительно охлаждают до температуры в интервале между -40 и -100°С, предпочтительно между -40 и -70°С, оптимально между -40 и -65°С. Предпочтительно, сброс давления на стадии (b) выполняют в одной или нескольких одноступенчатых испарительных емкостях. Стадию (b) могут выполнять с использованием простой каплеотбойной емкости. Подходящие испарительные емкости можно приобрести, например, у Linde Star LNG.
После стадии (b) нет необходимости использовать скрубберную колонну, деэтанизатор или деметанизатор, адсорбер или экстрактор.
Газ мгновенного испарения, полученный на стадии (b), может быть (частично) подвергнут сжижению.
В соответствии с настоящим изобретением газ мгновенного испарения, полученный на стадии (b), содержит менее чем 3 м.д. по объему ВТЕХ и поступает в блок сжижения, более конкретно, к одному или нескольким теплообменникам, содержащимся в блоке сжижения, без прохождения через какое-либо дополнительное удаляющее ВТЕХ оборудование и/или блок извлечения/разделения углеводородов (извлечения NGL), более конкретно, без прохождения через скрубберную колонну, деэтанизатор или деметанизатор, адсорбер и экстрактор.
Прохождение газа мгновенного испарения в блок сжижения, более конкретно, в один или несколько теплообменников, содержащихся в блоке сжижения, может включать прохождение газа мгновенного испарения через блок удаления воды и/или блок удаления ртути.
Блок сжижения может содержать теплообменник предварительного охлаждения и главный криогенный теплообменник. Теплообменник предварительного охлаждения и/или главный криогенный теплообменник, оба, могут быть образованы посредством одного или нескольких параллельных и/или последовательных теплообменных секций.
В блоке сжижения могут применять процесс C3MR, в котором хладагентом, используемым для теплообменника предварительного охлаждения, главным образом, является пропан, а хладагентом, используемым для главного криогенного теплообменника, является смешанный хладагент. В блоке сжижения могут использовать процесс DMR, в котором хладагентом, используемым для теплообменника предварительного охлаждения, является первый смешанный хладагент, а хладагентом, используемым для главного криогенного теплообменника, является второй смешанный хладагент.
Необязательно, часть газа мгновенного испарения, полученного на стадии (b), рециркулируют в абсорбционную колонну. В случае если часть газа мгновенного испарения рециркулируют на стадию (a), тогда поток сырьевого газа и газ мгновенного испарения смешивают с абсорбирующей жидкостью в абсорбционной колонне.
На чертеже изображен пример абсорбционной колонны с промежуточным охлаждением. Поток сырьевого газа поступает в абсорбционную колонну по линии 1. Газовый поток, обедненный углекислым газом, сероводородом и ароматическими соединениями, выбранными из группы: бензол, толуол, оксилол, м-ксилол и п-ксилол, выходит из абсорбционной колонны по линии 2. Этот газ подвергают стадии (b) и, необязательно, дополнительно сжижению.
- 3 038262
Абсорбирующая жидкость, которая может быть регенерированной абсорбирующей жидкостью, поступает в абсорбционную колонну по линии 3. Что касается углекислого газа, сероводорода и ароматических соединений, выбранных из группы: бензол, толуол, о-ксилол, м-ксилол и п-ксилол, то абсорбирующая жидкость, поступающая по линии 3, их не содержит или обеднена ими.
Абсорбция углекислого газа является экзотермической, и температура абсорбирующей жидкости увеличивается одновременно с её протеканием вниз по колонне. Нагретая абсорбирующая жидкость находится в промежуточной секции абсорбционной колонны. Теплую абсорбирующую жидкость отводят из абсорбционной колонны по линии 5 и после охлаждения подают обратно в абсорбционную колонну по линии 6.
Примеры
Эксперименты в соответствии с настоящим изобретением выполняли с потоком сырьевого газа, содержащего природный газ, углекислый газ, сероводород и ароматические соединения, выбранные из группы: бензол, толуол, этилбензол, о-ксилол, м-ксилол и п-ксилол. Поток сырьевого газа контактировал в абсорбционной колонне с абсорбирующей жидкостью, содержащей сульфолан и вторичный или третичный амин.
В эксперименте 1 амином был МДЭА, а абсорбирующая жидкость содержала также пиперазин. Стадию (b) рассматриваемого способа не выполняли. В приведенной ниже таблице показано, что абсорбирующая жидкость, содержащая воду, сульфолан, МДЭА и пиперазин, приводит к очень хорошему удалению ВТХ.
В эксперименте 2 амином был ДИПА. Стадию (b) рассматриваемого способа не выполняли. В приведенной ниже таблице показано, что абсорбирующая жидкость, содержащая воду, сульфолан и ДИПА, приводит к превосходному удалению ВТХ.
В эксперименте 3 амином был ДИПА. Стадию (b) рассматриваемого способа выполняли. В приведенной ниже таблице показано, что абсорбирующая жидкость, содержащая воду, сульфолан и ДИПА приводит к даже лучшему удалению ВТХ, чем в эксперименте 2.
Эксперимент Абсорбирующая жидкость ВТХ (% моль на выходе / моль на входе)
1 (стадия а) вода, сульфолан, МДЭА и пиперазин 40%
2 (стадия а) вода, сульфолан и ДИПА 23%
3 (стадия а и Ь) вода, сульфолан и ДИПА 16%
Для стадии (b) было исследовано влияние температуры охлаждения перед сбросом давления. С более глубоким охлаждением газа удаление ВТХ на стадии (b) возрастает._________________
Температура на входе в испарительную емкость (°C) Удаленный ВТХ (%)
-60 80%
-51 73%
-45 59%
-40 43%
-30 7%
Специалисту в данной области техники будет не трудно понять, что многие модификации могут быть сделаны без отступления от сущности и объёма настоящего изобретения. Например, здесь отмечено, что стадия (b) является необязательной стадией. Кроме того, следует понимать, что слова стадия или стадии, используемые в данном тексте, не обозначают конкретный порядок. Стадии могут применяться в любом подходящем порядке, в том числе одновременно.

Claims (11)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ производства потока очищенного газа из потока сырьевого газа, содержащего природный газ, углекислый газ, сероводород и ароматические соединения, выбранные из группы: бензол, толуол, этилбензол, о-ксилол, м-ксилол и п-ксилол, включающий следующие стадии, на которых:
    (a) поток сырьевого газа смешивают в абсорбционной колонне с абсорбирующей жидкостью, содержащей сульфолан и вторичный или третичный амин, и понижают температуру абсорбирующей жидкости в промежуточной секции абсорбционной колонны, чтобы получить насыщенную абсорбирующую жидкость, содержащую углекислый газ, сероводород и ароматические соединения, выбранные из группы: бензол, толуол, о-ксилол, м-ксилол и п-ксилол, и газовый поток, обедненный этими соединениями;
    (b) по меньшей мере часть газового потока, полученного на стадии (а), охлаждают до по меньшей мере -40°С и сбрасывают давление, чтобы получить жидкость, содержащую ароматические соединения, выбранные из группы: бензол, толуол, этилбензол, о-ксилол, м-ксилол и п-ксилол, и газ мгновенного испарения, обедненный этими соединениями, содержащий менее чем 3 м.д. по объему бензола, толуола, этилбензола и ксилолов (ВТЕХ), и затем указанный газ мгновенного испарения подают в блок сжижения без прохождения через какое-либо дополнительное удаляющее ВТЕХ оборудование и/или блок извлече-
    - 4 038262 ния/разделения углеводородов/извлечения жидких фракций природного газа (NGL).
  2. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что уровень, на котором в абсорбционную колонну поступает абсорбирующая жидкость, и уровень, на котором в абсорбционную колонну поступает поток сырьевого газа, отделены высотой Н, и температуру абсорбирующей жидкости понижают на уровне ниже чем 0,1 Н от уровня, на котором в абсорбционную колонну поступает абсорбирующая жидкость, и выше чем 0,1 Н от уровня, на котором в абсорбционную колонну поступает поток сырьевого газа, предпочтительно, температуру абсорбирующей жидкости понижают на уровне ниже чем 0,2 Н от уровня, на котором в абсорбционную колонну поступает абсорбирующая жидкость, и выше чем 0,2 Н от уровня, на котором в абсорбционную колонну поступает поток сырьевого газа, более предпочтительно, температуру абсорбирующей жидкости понижают на уровне ниже чем 0,3 Н от уровня, на котором в абсорбционную колонну поступает абсорбирующая жидкость, и выше чем 0,3 Н от уровня, на котором в абсорбционную колонну поступает поток сырьевого газа.
  3. 3. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что температуру абсорбирующей жидкости понижают посредством отведения абсорбирующей жидкости из абсорбционной колонны, охлаждения отведенной абсорбирующей жидкости и подачи охлажденной абсорбирующей жидкости обратно в абсорбционную колонну.
  4. 4. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что температуру абсорбирующей жидкости понижают посредством промежуточного охлаждения.
  5. 5. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что поток сырьевого газа дополнительно содержит углеводороды с более чем 5 атомами углерода и насыщенная абсорбирующая жидкость, полученная на стадии (a), дополнительно содержит углеводороды с более чем 5 атомами углерода.
  6. 6. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что выполняют стадию (b) и при этом поток сырьевого газа дополнительно содержит углеводороды с более чем 5 атомами углерода, и насыщенная абсорбирующая жидкость, полученная на стадии (a), дополнительно содержит углеводороды с более чем 5 атомами углерода, и жидкость, полученная на стадии (b), дополнительно содержит углеводороды с более чем 5 атомами углерода.
  7. 7. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что перед сбросом давления на стадии (b) по меньшей мере часть газового потока, полученного на стадии (a), охлаждают до температуры в интервале между -40 и -100°С, предпочтительно между -40 и -70°С, оптимально между -40 и -65°С.
  8. 8. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что сброс давления на стадии (b) выполняют в одной или нескольких одноступенчатых испарительных емкостях.
  9. 9. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что на стадии (b) не используют скрубберную колонну, деэтанизатор или деметанизатор, адсорбер или экстрактор.
  10. 10. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что газ мгновенного испарения, полученный на стадии (b), подвергают сжижению, и, необязательно, часть газа выветривания, полученного на стадии (b), направляют на стадию (а).
  11. 11. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что газ мгновенного испарения, полученный на стадии (b), поступает в блок сжижения без прохождения через скрубберную колонну, деэтанизатор или деметанизатор, адсорбер и экстрактор.
EA201792081A 2015-03-20 2016-03-17 Способ производства потока очищенного газа EA038262B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP15160094 2015-03-20
PCT/EP2016/055871 WO2016150827A1 (en) 2015-03-20 2016-03-17 Process for producing a purified gas stream from natural gas wells

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201792081A1 EA201792081A1 (ru) 2018-04-30
EA038262B1 true EA038262B1 (ru) 2021-07-30

Family

ID=52727005

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201792081A EA038262B1 (ru) 2015-03-20 2016-03-17 Способ производства потока очищенного газа

Country Status (3)

Country Link
AU (1) AU2016236357B2 (ru)
EA (1) EA038262B1 (ru)
WO (1) WO2016150827A1 (ru)

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20210253499A1 (en) 2018-07-18 2021-08-19 Shell Oil Company Process and system to purify gas
CN109364720A (zh) * 2018-09-21 2019-02-22 湖南顶立科技有限公司 废弃线路板裂解气的净化系统及其应用方法
CN109251775A (zh) * 2018-10-10 2019-01-22 赵崇来 一种新能源沼气净化装置
EP3943851A1 (en) 2020-07-22 2022-01-26 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and system for natural gas liquefaction with improved removal of heavy hydrocarbons
AU2021370108A1 (en) 2020-10-26 2023-05-04 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Compact system and method for the production of liquefied natural gas

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2147984A (en) * 1983-10-11 1985-05-22 Exxon Production Research Co A process for the liquefaction of natural gas
WO2004026441A1 (en) * 2002-09-17 2004-04-01 Fluor Corporation Configurations and methods of acid gas removal
US20060032377A1 (en) * 2002-07-03 2006-02-16 Satish Reddy Split flow process and apparatus
WO2007003618A1 (en) * 2005-07-04 2007-01-11 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for producing a gas stream depleted of mercaptans
WO2007107004A1 (en) * 2006-03-23 2007-09-27 University Of Regina Heat recovery gas absorption process
WO2014006077A1 (en) * 2012-07-03 2014-01-09 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for deep contaminent removal of gas streams
EP2789957A1 (en) * 2013-04-11 2014-10-15 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of liquefying a contaminated hydrocarbon-containing gas stream

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2147984A (en) * 1983-10-11 1985-05-22 Exxon Production Research Co A process for the liquefaction of natural gas
US20060032377A1 (en) * 2002-07-03 2006-02-16 Satish Reddy Split flow process and apparatus
WO2004026441A1 (en) * 2002-09-17 2004-04-01 Fluor Corporation Configurations and methods of acid gas removal
WO2007003618A1 (en) * 2005-07-04 2007-01-11 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for producing a gas stream depleted of mercaptans
WO2007107004A1 (en) * 2006-03-23 2007-09-27 University Of Regina Heat recovery gas absorption process
WO2014006077A1 (en) * 2012-07-03 2014-01-09 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for deep contaminent removal of gas streams
EP2789957A1 (en) * 2013-04-11 2014-10-15 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of liquefying a contaminated hydrocarbon-containing gas stream

Also Published As

Publication number Publication date
WO2016150827A1 (en) 2016-09-29
AU2016236357B2 (en) 2019-03-28
AU2016236357A1 (en) 2017-10-12
EA201792081A1 (ru) 2018-04-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
AU2017326964B2 (en) Apparatus and system for enhanced selective contaminant removal processes related thereto
AU2015375479B2 (en) Separating impurities from a fluid steam using multiple co-current contactors
US20210215420A1 (en) Heavy hydrocarbon removal from lean gas to lng liquefaction
DK179711B1 (da) Separating carbon dioxide and hydrogen sulfide from a natural gas stream using co-current contacting systems
AU2005276970B2 (en) Combined use of external and internal solvents in processing gases containing light, medium and heavy components
AU2016236357B2 (en) Process for producing a purified gas stream from natural gas wells
US20080034789A1 (en) Integrated Acid Gas And Sour Gas Reinjection Process
US9550144B2 (en) Treatment of natural gas to remove contaminants
CA3073038C (en) Integration of cold solvent and acid gas removal
US11413571B2 (en) Removing impurities from a gas stream
AU2018322435B2 (en) Integration of cold solvent and acid gas removal
AU2009253116A1 (en) Producing purified hydrocarbon gas from a gas stream comprising hydrocarbons and acidic contaminants
US11247168B2 (en) Gas purification using a co-axial co-current contactor
EA037511B1 (ru) Способ селективного удаления кислых газов из потоков текучей среды с использованием смеси гибридного растворителя
US20210253499A1 (en) Process and system to purify gas
US20140171716A1 (en) Separation of impurities from a hydrocarbon-containing gas stream
KR20200097734A (ko) 바이오메탄 스트림 내에 포함된 산소의 농도를 제한하기 위한 방법
Shabbir Low BTU Gas Monetisation Technology Commercial Evaluation