ES2199792T3 - Procedimiento y aparato para secar gas natural. - Google Patents
Procedimiento y aparato para secar gas natural.Info
- Publication number
- ES2199792T3 ES2199792T3 ES00911122T ES00911122T ES2199792T3 ES 2199792 T3 ES2199792 T3 ES 2199792T3 ES 00911122 T ES00911122 T ES 00911122T ES 00911122 T ES00911122 T ES 00911122T ES 2199792 T3 ES2199792 T3 ES 2199792T3
- Authority
- ES
- Spain
- Prior art keywords
- liquid
- contactor
- water
- natural gas
- turbulent
- Prior art date
- Legal status (The legal status 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 status listed.)
- Expired - Lifetime
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
- B01D53/26—Drying gases or vapours
- B01D53/263—Drying gases or vapours by absorption
-
- 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
-
- 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
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S261/00—Gas and liquid contact apparatus
- Y10S261/54—Venturi scrubbers
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Drying Of Solid Materials (AREA)
- Coke Industry (AREA)
- Drying Of Gases (AREA)
Abstract
Procedimiento para separar agua de gas natural que comprende: poner en contacto el gas natural con un líquido que incluye un absorbente para el agua; someter el gas natural y el líquido a condiciones de mezcla turbulenta, para que el agua sea absorbida por el absorbente; y separar una fase de gas natural con un menor contenido en agua y una fase líquida que incluye el absorbente y el agua absorbida; y en donde la operación de mezcla se efectúa en un contactor turbulento (11) que comprende un recipiente (101) que incluye una entrada de gas (15), una entrada de líquido (16), una salida (104) que conduce a un paso venturi (105) y un tubo (106) que se extiende desde la salida en dirección aguas arriba, estando el tubo perforado y/o separado de la periferia de la salida.
Description
Procedimiento y aparato para secar gas
natural.
La presente invención se refiere a un
procedimiento y un aparato para la separación de agua de gas
natural.
El gas natural tal como se extrae de los
yacimientos contiene vapor de agua. La concentración del vapor de
agua depende de la temperatura y presión del gas en el punto de
extracción. Durante el tratamiento del gas, particularmente si se
trata para separar componentes gaseosos ácidos tales como dióxido
de carbono, CO_{2}, y sulfuro de hidrógeno, H_{2}S, aquel puede
llegar a entrar en contacto con disolventes acuosos. Esto significa
que el gas puede absorber más vapor de agua. Cuando el gas entra en
contacto con un disolvente acuoso, llegará a saturarse con vapor de
agua a la temperatura y presión reinantes. Antes de que el gas sea
exportado desde la instalación de producción, la concentración de
vapor de agua en el gas ha de ser reducida a niveles muy bajos. Una
especificación habitual puede ser la de 0,2 partes por millón en
volumen (ppm v/v) en el gas. Este valor se encuentra muy por debajo
de las concentraciones que normalmente se encontrarán en el gas tal
y como es extraído y muy por debajo del valor obtenido después del
tratamiento para separar CO_{2} y/o H_{2}S. Por tanto, el gas
ha de ser secado antes de que pueda ser comprimido para su
exportación.
En la actualidad, se emplean generalmente
procedimientos para secar un gas. Estos procedimientos están
basados en operaciones de absorción o de adsorción, respectivamente.
En la adsorción, el gas se pone en contacto con un material sólido
poroso. El vapor de agua se adsorbe sobre la superficie del sólido.
El adsorbente es normalmente un material siliceo, habitualmente una
mezcla de óxidos de aluminio y de silicio, conocida como tamices
moleculares. En la absorción, el gas se pone en contacto con un
reactivo químico que separa el agua. La presente invención está
relacionada con procedimientos de
secado-deshidratación por absorción.
En los procedimientos de secado convencionales,
el gas se pone en contacto, en una torre en contracorriente, con
alcoholes, normalmente los glicoles, monoetilenglicol, MEG, o
trietilenglicol, TEG. El gas se satura normalmente con vapor de agua
en las condiciones de entrada, temperatura y presión. La
concentración de saturación aumenta a medida que
aumenta la temperatura y desciende la presión. En un
conjunto típico de condiciones, 80ºC y 70B (7 x 10^{6} Pa) de
presión, la concentración de saturación es de 8 x 10^{-3}
kg/mmscm de gas. La concentración de agua en el gas de salida
variará ligeramente con las condiciones de las especificaciones del
gaseoducto, pero normalmente es del orden de 6,4 x 10^{-5}
kg/mmscm de gas. Esto corresponde a un punto de bajo contenido en
agua a 70Bg de -7ºC, muy por debajo del punto de formación de
hidratos.
Con el fin de evaluar el rendimiento de absorción
entre estas bajas concentraciones, se requieren datos del
equilibrio termodinámico: concentración de agua en el gas, y*; y
concentración de agua en la fase líquida, x. Obsérvese la
ecuación:
y*_{p} =
f(x)_{p}(1)
es decir, la función f depende de la presión. Los
datos relevantes demuestran que la separación se puede conseguir
en un solo plato teórico, es decir, en el caso de que el equilibrio
se alcanzara en el proceso de contacto (mezcla), entonces un solo
contacto entre el gas y el líquido proporcionaría el rendimiento
requerido de separación de agua del
gas.
Sin embargo, en las unidades de torres en
contracorriente convencionales, normalmente se especifican cuatro
platos reales. Simplemente, no pueden conseguirse eficacias en los
platos por encima del 50%.
Por tanto, un objeto de la invención consiste en
proporcionar un procedimiento y un aparato que permite separar
vapor de agua de un gas natural con una mayor eficiencia.
De acuerdo con la invención, se proporciona un
procedimiento para separar agua de gas natural que comprende: poner
en contacto el gas natural con un líquido que incluye un absorbente
para el agua; someter el gas natural y el líquido a condiciones de
mezcla turbulenta, para que el agua sea absorbida por el
absorbente; y separar una fase de gas natural con un menor
contenido en agua y una fase líquida que incluye el absorbente y el
agua absorbida; y en donde la operación de mezcla se efectúa en un
contactor turbulento que comprende un recipiente que incluye una
entrada de gas, una entrada de líquido, una salida que conduce a un
paso Venturi y un tubo que se extiende desde la salida en dirección
aguas arriba, estando el tubo perforado y/o separado de la periferia
de la salida.
La invención abarca también el aparato para
llevar a cabo dicho procedimiento.
La operación de mezcla turbulenta es muy intensa
y se traduce en un contacto gas-líquido
extremadamente eficaz. El régimen de mezcla es con preferencia una
mezcla turbulenta en capas con esfuerzo cortante. El líquido
arrastrado en el gas puede estar en forma de gotitas para la
distribución en fase fluida continua del gas. El término "mezcla
eficiente" significa que la absorción puede tener lugar muy
rápidamente y en un volumen total de absorbente relativamente
pequeño en comparación con el requerido en las columnas de
absorción convencionales. El sistema de mezcla usado es simple y
económico en comparación con los sistemas del estado de la técnica,
dando lugar ello a menores costes. Por último, en ciertas
aplicaciones se puede conseguir una eficiencia próxima al 100% en
la separación de agua.
Las ventajas de dicho mezclador con respecto a
las torres de deshidratación en contracorriente convencionales
consisten en una reducción del tamaño y peso de la instalación.
Preferentemente, el procedimiento se lleva a cabo
como un procedimiento continuo fluyendo el gas natural y el líquido
en corrientes paralelas. El flujo en corrientes paralelas reduce
los problemas asociados con el espumado y la inundación, puesto que
la absorción puede continuar aguas abajo del contactor.
Un contactor adecuado es un mezclador
suministrado por Framo Engineering A/S y descrito en
EP-B-379 319.
El tubo está situado en un recipiente, incluyendo
el recipiente la entrada de gas, la entrada de líquido y la salida.
En uno de los posibles regímenes, el gas natural se suministra al
tubo, opcionalmente de forma directa, y el líquido se suministra al
recipiente y, de este modo, la corriente de gas natural arrasa al
líquido al interior del Venturi y las dos fases se mezclan. Según
otro régimen, el gas natural se suministra al recipiente y el
líquido se suministra al tubo, opcionalmente de forma directa, con
lo que el gas natural es arrastrado al interior del Venturi por el
líquido y las dos fases se mezclan. En un tercer régimen, el
líquido y el gas natural son suministrados al recipiente,
suministrándose el líquido en un nivel por encima del nivel de la
salida, con lo que el gas natural es obligado a salir a través de
la salida por vía del tubo, arrastrando con ello al líquido al
interior del Venturi, de manera que las dos fases se mezclan.
Preferentemente, el gas natural y el líquido
forman una mezcla homogénea en el contactor, la cual es enfriada
opcionalmente antes de separarse en una fase gaseosa y en una fase
líquida. Con preferencia, la mezcla homogénea se separa en una fase
gaseosa y en una fase líquida en un hidrociclón. Preferentemente,
el absorbente presente en la fase líquida se somete a un
tratamiento de regeneración para separar el agua absorbida. con
preferencia, la fase líquida que contiene absorbente regenerado se
recicla al contactor. Preferentemente, la regeneración se efectúa
por calentamiento y/o vaporización instantánea del agua. Cuando el
absorbente es un glicol, la regeneración se puede efectuar
calentando la solución a unos 200ºC y pasando los vapores a una
torre de fraccionamiento. Con preferencia, el enfriamiento después
de la mezcla y el calentamiento regenerativo se consiguen, al menos
en parte, mediante un intercambio de calor mutuo.
La recuperación parcial del glicol se puede
efectuar separando por vaporización instantánea el vapor de agua al
reducir la presión aplicada sobre el líquido después de la
deshidratación del gas. Cuando se utiliza esta operación, entonces
se puede considerar el uso, en dicha operación, de un mezclador
turbulento similar. Dicha operación de vaporización instantánea
solo conseguirá una regeneración parcial del glicol. Con el fin de
obtener los muy bajos niveles de contenido en agua de las soluciones
de glicol, necesarias para la deshidratación del gas, se requiere
el calentamiento de la fase disolvente.
De acuerdo con un aspecto más específico de la
invención, se proporciona un procedimiento para separar agua de un
gas natural que comprende: suministrar el gas natural a un
contactor turbulento; suministrar al contactor un líquido que
incluye un absorbente para el agua; someter el gas natural y el
líquido a mezcla turbulenta en el contactor para formar una mezcla
homogénea; dejar que el agua sea absorbida por el absorbente;
separar la mezcla homogénea en una fase gaseosa y en una fase
líquida en un hidrociclón (o en cualquier otro separador
gas/líquido); separar la fase gaseosa; someter el disolvente
presente en la fase líquida a un tratamiento de regeneración para
separar el agua absorbida; y reciclar al contactor la fase líquida
que contiene absorbente regenerado.
Una porción del disolvente, después de la
extracción, puede ser reciclada directamente al contactor.
Preferentemente, el absorbente incluye un glicol
u otro líquido miscible en agua. Con preferencia, el glicol es
etilenglicol, dietilenglicol, trietilenglicol o una mezcla de
cualesquiera de los anteriores. El absorbente elegido podría ser
también inmiscible en agua y, en este caso, se necesitaría una
instalación para separar el agua del absorbente aguas abajo del
separador gas/líquido.
El dietilenglicol (DEG) y el monoetilenglicol
(MEG) son disolventes típicos para la deshidratación. El
trietilenglicol (TEG) es actualmente el disolvente más popular
puesto que tiene una temperatura de degradación más elevada y puede
ser regenerado a una concentración limpia más alta en una caldera
convencional sin modificación alguna. Recientemente ha surgido una
tendencia hacia la reducción de emisiones de BTEX (benceno,
tolueno, etilbenceno, xileno) lo cual, en algunos casos, ha
favorecido el uso de MEG debido a la solubilidad mucho más baja de
BTEX en este disolvente. Sin embargo, como inconveniente, ha de
indicarse las pérdidas de glicol mucho más elevadas. La presente
invención contempla el uso de cualquier agente deshidratante. Sin
embargo, el tiempo de residencia corto en el sistema contactor
preferido (en comparación con una columna de absorción en
contracorriente) se traducirá necesariamente en una menor
co-absorción de los componentes BTEX en un sistema
de glicol dado.
Preferentemente, el gas natural y el líquido se
someten a dos o más etapas de mezcla. Las etapas de mezcla
adicionales pueden ser realizadas antes y/o después de la etapa de
mezcla turbulenta. Una o más de las etapas de mezcla adicionales (o
realmente todas ellas) pueden consistir también en etapas de mezcla
turbulenta. Las mismas pueden ser efectuadas usando un contactor
turbulento similar o algún otro contactor turbulento, tal como un
eyector, una bomba de chorro o un mezclador como se describe en WO
95/02448. Preferentemente, se emplean dos o más etapas de mezcla
turbulenta.
Cuando se adopta una segunda operación de mezcla
turbulenta, la misma se efectúa preferentemente en un contactor
turbulento que comprende al menos una entrada de fluido, una salida
que conduce a un conducto de Venturi, y un tubo que se extiende
desde la salida de nuevo al interior del contactor.
Preferentemente, el segundo contactor tiene una entrada de gas y
una entrada de líquido. El tubo puede estar o no perforado y el
espacio de separación entre el tubo y la salida puede variarse.
Preferentemente, el segundo contactor turbulento está situado en un
conducto que se extiende desde la sección de Venturi del primer
contactor. El segundo contactor turbulento puede tener también una
entrada de líquido separada para la adición de absorbente
nuevo.
La invención abarca también un aparato para
llevar a cabo dicho procedimiento, que comprende: un contactor
turbulento que tiene una entrada de líquido, una entrada de gas y
una salida de fluido; un enfriador opcional para la corriente de
fluido procedente de la salida de fluido; un hidrociclón dispuesto
para separar la corriente de fluido en una fase gaseosa y en una
corriente de líquido; un regenerador dispuesto para tratar la
corriente de líquido separada; y una línea de reciclo dispuesta
para conducir la corriente de líquido regenerado al contactor.
El aparato puede incluir una línea de reciclo
para la corriente de líquido desde el separador al contactor,
desviándose del regenerador. También puede existir otro separador,
por ejemplo, en forma de un tanque de vaporización instantánea, en
la línea de reciclo, para que el agua absorbida se pueda separar
del líquido.
El aparato puede incluir una bomba dispuesta para
suministrar líquido a la entrada de líquido del contactor.
Preferentemente, el regenerador es un calentador y/o un tanque de
vaporización instantánea.
La invención puede considerarse también como
abarcando el uso de un contactor turbulento para separar agua de un
gas natural, que comprende formar, en el contactor, una mezcla
homogénea de la mezcla gaseosa con un absorbente para el agua; dejar
que el agua sea absorbida por el absorbente; y separar entonces una
fase gaseosa y una fase líquida, en donde la fase líquida contiene
el agua.
La invención puede ponerse en práctica de varias
formas y se describirán ahora varias modalidades, a título de
ejemplo, para ilustrar la invención con referencia a los dibujos
adjuntos, en donde:
La figura 1 es un diagrama de flujos de un
procedimiento según la invención.
La figura 2 es una vista de la sección de
contacto del aparato.
La figura 3 es una vista de las secciones de
separación y regeneración de glicol.
La figura 1 muestra un procedimiento para separar
agua de una corriente gaseosa, de acuerdo con la invención. En el
procedimiento se emplean un contactor turbulento 11, un separador
gas-líquido 12, un despresurizador 13 y una etapa de
regeneración de glicol 14. El gas natural que porta agua se
alimenta al contactor en 15 y se alimenta un absorbente de
trietilenglicol (TEG) en 16. En el contactor 11, el TEG absorbe el
agua del gas natural y del contactor sale, por 17, una mezcla
gas/líquido homogénea.
La mezcla es conducida por la línea 18 al
separador 12 en donde se separan las fases gaseosa y líquida. Una
fase gaseosa libre de agua abandona el separador 12 por 19 y una
fase líquida que comprende TEG y agua absorbida se separa en 21.
Esta fase líquida es conducida por la línea 22 a un despresurizador
13 en donde el vapor de agua se separa por vaporización instantánea
y se retira por vía de una salida de vapor de agua 23. El TEG con
el resto de agua se conduce por la línea 24 a la etapa de
regeneración de glicol 14, en la cual el glicol se separa por vía
de una salida de glicol 15 y el agua se separa por vía de una salida
de agua 26. El glicol regenerado puede ser reciclado a la entrada
de glicol 16 de la etapa del contactor 11.
La etapa del contactor 11 se muestra con mayor
detalle en la figura 2. Esta etapa 11 comprende dos etapas. El
contactor turbulento 100 que forma la primera etapa comprende un
recipiente 101 que tiene la entrada de gas natural 15, la entrada de
glicol 16 y una salida 104 que conduce a un paso Venturi 105.
Existe un tubo 106 (que puede o no estar perforado) que se extiende
desde la salida 104 al interior del recipiente 101.
El glicol y el gas natural son suministrados al
recipiente 101, suministrándose el glicol en un nivel por encima
del nivel de la salida 104, con lo que el gas es obligado a salir a
través de la salida 104 por vía del tubo 106, arrastrando con ello
al glicol al interior del Venturi de manera que las dos fases se
mezclan.
La mezcla gas/líquido homogénea del primer
contactor turbulento 100 es conducida a un segundo contactor
turbulento 110. De este modo, la mezcla entra en un regenerador de
flujo anular 150 desde una pieza en forma de carrete 151, o bien
directamente desde el difusor del Venturi 105. A medida que la
mezcla gas/líquido fluye a través de la parte de salida expandida
del generador de flujo anular 150, se establece una película de
líquido en la pared para formar un flujo anular de gas/líquido
esencialmente con el gas en el núcleo del conducto y con el líquido
en la pared del conducto. La película de líquido se mantendrá en la
corona anular entre las piezas interior y exterior 152 y 153,
respectivamente.
Las condiciones en la salida 154 del conducto
interior 152 son similares a las condiciones en la salida 104 del
primer contactor turbulento. En principio, es evidente que se puede
incorporar cualquier número de etapas en el sistema, aunque deberán
tomarse en cuenta factores tales como la caída de presión.
Como se muestra en la figura 2, la mezcla que
sale del segundo contactor 110 por la salida 17 es conducida a un
separador gas/líquido de tipo hidrociclón 12 por vía de una entrada
tangencial 31 (véase la figura 3). Las dos fases presentes se
separan del modo normal. La fase gaseosa, que comprende gas natural
deshidratado, pasa ascendentemente por vía del tubo central 32 y
por dos etapas de separación de neblina 33, 34, y sale por la
salida de gas 19. La fase líquida, que comprende glicol y agua
absorbida, pasa descendentemente por vía de un colector cónico 35 y
sale por vía de la salida de líquido 21. El líquido acumulado puede
ser evacuado de los tubos por 37 al nivel del anillo de soporte
para el tubo central 32.
El líquido es conducido a un despresurizador 13,
en donde parte del agua absorbida es separada por vaporización
instantánea y sale por vía de la salida de vapor de agua 23. El
glicol y cualquier agua absorbida restante se bombean al regenerador
de glicol 14 por la línea 24. Aquí, el resto del agua absorbida se
separa del glicol. El agua se retira por vía de la salida 25 y el
glicol deshidratado se retira por vía de la salida de glicol 26.
Este glicol regenerado es reciclado entonces a la entrada de glicol
16 de la etapa del contactor 11, por vía de la línea de reciclo
36.
Claims (24)
1. Procedimiento para separar agua de gas natural
que comprende: poner en contacto el gas natural con un líquido que
incluye un absorbente para el agua; someter el gas natural y el
líquido a condiciones de mezcla turbulenta, para que el agua sea
absorbida por el absorbente; y separar una fase de gas natural con
un menor contenido en agua y una fase líquida que incluye el
absorbente y el agua absorbida; y en donde la operación de mezcla
se efectúa en un contactor turbulento (11) que comprende un
recipiente (101) que incluye una entrada de gas (15), una entrada
de líquido (16), una salida (104) que conduce a un paso venturi
(105) y un tubo (106) que se extiende desde la salida en dirección
aguas arriba, estando el tubo perforado y/o separado de la
periferia de la salida.
2. Procedimiento según la reivindicación 1,
caracterizado porque el gas natural se suministra al tubo
(106) y el líquido se suministra al recipiente (101) y, de este
modo, la corriente de gas natural arrasa al líquido al interior del
venturi (105) y las dos fases se mezclan; o
el gas natural se suministra al recipiente (101)
y el líquido se suministra al tubo (106), con lo que el gas natural
es arrastrado al interior del venturi (105) por el líquido y las
dos fases se mezclan; o
el líquido y el gas natural son suministrados al
recipiente (101), suministrándose el líquido en un nivel por encima
del nivel de la salida (104), con lo que el gas natural es obligado
a salir a través de la salida (104) por vía del tubo (106),
arrastrando con ello al líquido al interior del venturi (105), de
manera que las dos fases se mezclan.
3. Procedimiento según la reivindicación 1 ó 2,
caracterizado porque se efectúa como un procedimiento
continuo con el gas natural y el líquido fluyendo en corrientes
paralelas.
4. Procedimiento según cualquiera de las
reivindicaciones anteriores, caracterizado porque el gas
natural y el líquido se forman como una mezcla homogénea en el
contactor (11), siendo enfriada opcionalmente dicha mezcla homogénea
antes de separarse en una fase gaseosa y en una fase líquida.
5. Procedimiento según la reivindicación 4,
caracterizado porque la mezcla homogénea se separa en una
fase gaseosa y en una fase líquida en un hidrociclón.
6. Procedimiento según cualquiera de las
reivindicaciones anteriores, caracterizado porque el
absorbente en la fase líquida se somete a un tratamiento de
regeneración para separar el agua absorbida y la fase líquida que
contiene absorbente regenerado se recicla opcionalmente al
contactor (11).
7. Procedimiento según la reivindicación 6,
caracterizado porque la regeneración se efectúa calentando
el agua absorbida y/o separando el agua absorbida por vaporización
instantánea.
8. Procedimiento según la reivindicación 7,
caracterizado porque el enfriamiento después de la operación
de mezcla y el calentamiento regenerativo se consiguen, al menos en
parte, mediante intercambio de calor mutuo.
9. Procedimiento según cualquiera de las
reivindicaciones anteriores, caracterizado porque el
absorbente es miscible con agua.
10. Procedimiento según cualquiera de las
reivindicaciones 1 a 8, caracterizado porque el absorbente
es inmiscible con agua.
11. Procedimiento según cualquiera de las
reivindicaciones 1 a 8, caracterizado porque el absorbente
incluye un glicol, preferentemente monoetilenglicol, dietilenglicol,
trietilenglicol o una mezcla de cualesquiera de los anteriores.
12. Procedimiento según cualquiera de las
reivindicaciones anteriores, caracterizado porque el gas
natural y el líquido se someten a dos o más etapas de mezcla.
13. Procedimiento según la reivindicación 12,
caracterizado porque se efectúa una etapa de mezcla
adicional antes de la etapa de mezcla turbulenta.
14. Procedimiento según la reivindicación 12 ó
13, caracterizado porque se efectúa una etapa de mezcla
adicional después de la etapa de mezcla turbulenta.
15. Procedimiento según la reivindicación 13 ó
14, caracterizado porque una o más de dichas etapas de
mezcla adicionales son etapas de mezcla turbulenta, efectuándose
preferentemente la segunda etapa de mezcla en un segundo contactor,
situado en un conducto que se extiende desde el paso venturi del
primer contactor.
16. Procedimiento según la reivindicación 15,
caracterizado porque la mezcla de fluido se separa en una
fase gaseosa y en una fase líquida entre los dos contactores,
efectuándose preferentemente la separación de fases en un generador
de flujo anular.
17. Procedimiento según cualquiera de las
reivindicaciones 12 a 16, caracterizado porque se añade
disolvente líquido nuevo al segundo contactor.
18. Aparato para separar agua de un gas natural
poniendo en contacto el gas natural con un líquido que incluye un
absorbente para el agua, que comprende:
un contactor turbulento (11) en donde el gas
natural y el líquido se someten a condiciones de mezcla turbulenta
haciendo con ello que el agua sea absorbida por el absorbente;
y
un separador (12) para separar una fase de gas
natural con menor contenido en agua y una fase líquida que incluye
el absorbente y el agua absorbida; y en donde el contactor
turbulento comprende un recipiente (101) que incluye una entrada de
gas (15), una entrada de líquido (16), una salida (104) que conduce
a un paso venturi (105) y un tubo (106) que se extiende desde la
salida de nuevo en dirección aguas arriba, estando el tubo perforado
y/o estando separado de la periferia de la salida.
19. Aparato según la reivindicación 18,
caracterizado porque el separador (12) incluye un
hidrociclón.
20. Aparato según la reivindicación 18 ó 19,
caracterizado porque el separador (12) incluye un
regenerador absorbente.
21. Aparato según cualquiera de las
reivindicaciones 18 a 20, caracterizado porque el contactor
(11) incluye dos o más etapas de contactor, estando situado
preferentemente el segundo contactor turbulento en un conducto que
se extiende desde la sección de venturi del primer recipiente
contactor (101).
22. Uso de uno o más contactores turbulentos (11)
para absorber agua de una corriente de gas natural, en donde la
corriente de gas se pone en contacto con un líquido que incluye un
absorbente para el agua y se somete a una operación de mezcla
turbulenta, comprendiendo al menos uno de los contactores
turbulentos un recipiente (101) que incluye una entrada de gas
(15), una entrada de líquido (16), una salida (104) que conduce a un
paso de venturi (105) y un tubo (106) que se extiende desde la
salida en dirección aguas arriba, estando el tubo perforado y/o
estando separado de la periferia de la salida.
23. Uso según la reivindicación 22,
caracterizado porque un segundo contactor turbulento está
ubicado en un conducto que se extiende desde la sección de venturi
del primer contactor.
24. Uso según la reivindicación 22 ó 23,
caracterizado porque se separan una fase gaseosa y una fase
líquida después de salir de un primer contactor turbulento y antes
de entrar en un segundo contactor turbulento, realizándose
preferentemente la separación de fases en un generador de flujo
anular.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GB9906717 | 1999-03-23 | ||
GBGB9906717.5A GB9906717D0 (en) | 1999-03-23 | 1999-03-23 | Method and apparatus for drying of natural gas |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
ES2199792T3 true ES2199792T3 (es) | 2004-03-01 |
Family
ID=10850232
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
ES00911122T Expired - Lifetime ES2199792T3 (es) | 1999-03-23 | 2000-03-21 | Procedimiento y aparato para secar gas natural. |
Country Status (12)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6699308B1 (es) |
EP (1) | EP1173531B1 (es) |
AT (1) | ATE240380T1 (es) |
AU (1) | AU772767B2 (es) |
CA (1) | CA2365124C (es) |
DE (1) | DE60002710T2 (es) |
DK (1) | DK1173531T3 (es) |
ES (1) | ES2199792T3 (es) |
GB (1) | GB9906717D0 (es) |
NO (1) | NO317894B1 (es) |
PT (1) | PT1173531E (es) |
WO (1) | WO2000056844A1 (es) |
Families Citing this family (29)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2383276B (en) * | 2001-12-21 | 2005-06-08 | Statoil Asa | Acid gas removal |
NO20031458D0 (no) * | 2003-03-28 | 2003-03-28 | Minox Technology As | Anlegg for gasstörking |
GB0325769D0 (en) | 2003-11-05 | 2003-12-10 | Johnson Matthey Plc | Removal of mercury compounds from glycol |
PL1910732T3 (pl) * | 2005-07-08 | 2020-11-02 | Seaone Holdings, Llc | Sposób transportu i magazynowania w masie gazu w ciekłym ośrodku |
US7150773B1 (en) | 2006-04-10 | 2006-12-19 | Duke Bobby G | Liquid extractor |
CA2686992A1 (en) * | 2007-05-15 | 2009-11-26 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and device for removing contaminants from a contaminated gas stream |
US10780955B2 (en) | 2008-06-20 | 2020-09-22 | Seaone Holdings, Llc | Comprehensive system for the storage and transportation of natural gas in a light hydrocarbon liquid medium |
DE102009041104A1 (de) | 2009-09-14 | 2011-04-14 | Uhde Gmbh | Verfahren zum Trocknen von Erdgas durch gemeinsame Kühlung von Lösungsmittel und Erdgas |
CA2800822A1 (en) | 2010-06-01 | 2011-12-08 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Separation of gases produced by combustion |
CN102985165A (zh) | 2010-06-01 | 2013-03-20 | 国际壳牌研究有限公司 | 低排放发电厂 |
US8858680B2 (en) | 2010-06-01 | 2014-10-14 | Shell Oil Company | Separation of oxygen containing gases |
WO2011153147A1 (en) | 2010-06-01 | 2011-12-08 | Shell Oil Company | Separation of helium and hydrogen in industrial gases |
US8491712B2 (en) | 2010-09-13 | 2013-07-23 | General Electric Company | Dehydration systems and methods for removing water from a gas |
US8899557B2 (en) | 2011-03-16 | 2014-12-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | In-line device for gas-liquid contacting, and gas processing facility employing co-current contactors |
EP2948234B1 (en) | 2013-01-25 | 2019-03-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Co-current contacting system for contacting a gas stream with a liquid stream and method for separating impurities |
AR096078A1 (es) | 2013-05-09 | 2015-12-02 | Exxonmobil Upstream Res Co | Separación de impurezas de una corriente de gas usando un sistema de contacto en equicorriente orientado verticalmente |
AR096132A1 (es) | 2013-05-09 | 2015-12-09 | Exxonmobil Upstream Res Co | Separar dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno de un flujo de gas natural con sistemas de co-corriente en contacto |
US9463424B2 (en) | 2014-07-09 | 2016-10-11 | Onesubsea Ip Uk Limited | Actuatable flow conditioning apparatus |
RU2691048C2 (ru) | 2014-07-25 | 2019-06-07 | Амбьенте Э Нутриционе С.Р.Л. | Способ сокращения содержания аэрозольных частиц |
CN107106969B (zh) | 2015-01-09 | 2020-03-03 | 埃克森美孚上游研究公司 | 使用多个同流接触器从流体流分离杂质 |
CA2972815C (en) | 2015-02-17 | 2020-04-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Inner surface features for co-current contactors |
KR101992109B1 (ko) | 2015-03-13 | 2019-06-25 | 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 | 병류 접촉기용 코어레서 |
CN106733806A (zh) * | 2016-11-23 | 2017-05-31 | 无锡艾科瑞思产品设计与研究有限公司 | 一种排气管道改进的洗板机 |
AU2018283902B9 (en) | 2017-06-15 | 2021-08-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fractionation system using bundler compact co-current contacting systems |
MX2019014327A (es) | 2017-06-15 | 2020-02-05 | Exxonmobil Upstream Res Co | Sistema de fraccionamiento que usa sistemas compactos de contacto de co-corriente. |
SG11201910961WA (en) | 2017-06-20 | 2020-01-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Compact contacting systems and methods for scavenging sulfur-containing compounds |
SG11202000721RA (en) | 2017-08-21 | 2020-03-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Integration of cold solvent and acid gas removal |
CN111059473B (zh) * | 2019-12-27 | 2021-09-03 | 北京中海沃邦能源投资有限公司 | 天然气集输管网内积液的排出方法 |
CN113278456B (zh) * | 2021-06-25 | 2022-01-28 | 西南石油大学 | 一种增压脱水站用三甘醇再生装置 |
Family Cites Families (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2887390A (en) * | 1953-07-13 | 1959-05-19 | Univ Minnesota | Method and apparatus for spray drying |
CH498647A (de) * | 1968-02-03 | 1970-11-15 | Metallgesellschaft Ag | Vorrichtung zur Behandlung gasförmiger Medien |
US4023938A (en) * | 1973-10-17 | 1977-05-17 | Bayer Aktiengesellschaft | Process for dehydrating gas with sulfuric acid |
US4279628A (en) * | 1979-12-31 | 1981-07-21 | Energy Synergistics, Inc. | Apparatus for drying a natural gas stream |
GB8900841D0 (en) * | 1989-01-16 | 1989-03-08 | Framo Dev Ltd | Homogenization of a multi-phase fluid |
GB8910372D0 (en) * | 1989-05-05 | 1989-06-21 | Framo Dev Ltd | Multiphase process mixing and measuring system |
NO177874C (no) * | 1993-07-14 | 1996-10-30 | Sinvent As | Anordning for blanding av komponentene i en fluidströmning, og anvendelse av anordningen i et måleapparat for masseström |
GB2301048B (en) * | 1995-05-26 | 1998-05-06 | Kcc Process Equipment Ltd | Gas dehydration process |
WO1999013968A1 (en) * | 1997-09-15 | 1999-03-25 | Den Norske Stats Oljeselskap A.S | Separation of acid gases from gas mixtures |
CA2303554C (en) * | 1997-09-15 | 2008-07-29 | Den Norske Stats Oljeselskap A.S. | Separation of acid gas from natural gas |
CA2303780C (en) * | 1997-09-15 | 2008-07-29 | Den Norske Stats Oljeselskap A.S. | Fluid separation system |
-
1999
- 1999-03-23 GB GBGB9906717.5A patent/GB9906717D0/en not_active Ceased
-
2000
- 2000-03-21 DK DK00911122T patent/DK1173531T3/da active
- 2000-03-21 WO PCT/GB2000/001070 patent/WO2000056844A1/en active IP Right Grant
- 2000-03-21 CA CA2365124A patent/CA2365124C/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-03-21 EP EP00911122A patent/EP1173531B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-03-21 AU AU33115/00A patent/AU772767B2/en not_active Expired
- 2000-03-21 ES ES00911122T patent/ES2199792T3/es not_active Expired - Lifetime
- 2000-03-21 DE DE60002710T patent/DE60002710T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2000-03-21 US US09/937,241 patent/US6699308B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-03-21 AT AT00911122T patent/ATE240380T1/de not_active IP Right Cessation
- 2000-03-21 PT PT00911122T patent/PT1173531E/pt unknown
-
2001
- 2001-09-21 NO NO20014592A patent/NO317894B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP1173531B1 (en) | 2003-05-14 |
DK1173531T3 (da) | 2003-08-25 |
DE60002710D1 (de) | 2003-06-18 |
CA2365124C (en) | 2010-09-07 |
WO2000056844A1 (en) | 2000-09-28 |
PT1173531E (pt) | 2003-09-30 |
NO20014592L (no) | 2001-10-30 |
CA2365124A1 (en) | 2000-09-28 |
NO20014592D0 (no) | 2001-09-21 |
US6699308B1 (en) | 2004-03-02 |
ATE240380T1 (de) | 2003-05-15 |
DE60002710T2 (de) | 2004-03-18 |
AU772767B2 (en) | 2004-05-06 |
NO317894B1 (no) | 2004-12-27 |
AU3311500A (en) | 2000-10-09 |
GB9906717D0 (en) | 1999-05-19 |
EP1173531A1 (en) | 2002-01-23 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
ES2199792T3 (es) | Procedimiento y aparato para secar gas natural. | |
AU2016220515B2 (en) | Inner surface features for co-current contactors | |
US10486100B1 (en) | Coalescer for co-current contactors | |
EP3466520B1 (en) | Co-current contactor for contacting a gas stream with a liquid stream | |
EP2326403B1 (en) | Method for removing hydrogen sulfide from a natural gas stream | |
JP6573675B2 (ja) | 複式並流接触器を用いた流体流からの不純物の分離 | |
EP2994217B1 (en) | Separating impurities from a gas stream using a vertically oriented co-current contacting system | |
CN102985161B (zh) | 用气体加压吹扫生产高压气体的分离设备及其过程 | |
DK2903719T3 (en) | Method and apparatus for extracting a gas from a gas mixture using a venturi ejector | |
CN101678259A (zh) | 用于从污染气体物流中脱除污染物的方法 | |
US20140017622A1 (en) | Gas pressurized separation column and process to generate a high pressure product gas | |
CA3056375A1 (en) | Apparatus and method for recovering carbon dioxide in combustion exhaust gas | |
US4057403A (en) | Gas treating process | |
ES2299289B1 (es) | "procedimiento y aparato de purificacion y concentracion de biogas para su aplicacion como gas energetico". | |
ES2207223T3 (es) | Un metodo para desorber uno o mas compuestos de una solucion absorbente y su uso. | |
WO2022099234A1 (en) | Methods for treating gas streams |