ES2639778T3 - Procedimientos y aparatos para preparar gas natural licuado - Google Patents

Procedimientos y aparatos para preparar gas natural licuado Download PDF

Info

Publication number
ES2639778T3
ES2639778T3 ES13784975.8T ES13784975T ES2639778T3 ES 2639778 T3 ES2639778 T3 ES 2639778T3 ES 13784975 T ES13784975 T ES 13784975T ES 2639778 T3 ES2639778 T3 ES 2639778T3
Authority
ES
Spain
Prior art keywords
adsorbent
natural gas
hydrocarbons
contacting
reduced
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.)
Active
Application number
ES13784975.8T
Other languages
English (en)
Inventor
Lubo Zhou
Shain-Jer Doong
Bradley P. Russell
Henry Rastelli
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Honeywell UOP LLC
Original Assignee
UOP LLC
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 UOP LLC filed Critical UOP LLC
Application granted granted Critical
Publication of ES2639778T3 publication Critical patent/ES2639778T3/es
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/02—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography
    • B01D53/04—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography with stationary adsorbents
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/02—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography
    • 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
    • B01D53/261—Drying gases or vapours by adsorption
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
    • F25J1/0254—Operation; Control and regulation; Instrumentation controlling particular process parameter, e.g. pressure, temperature
    • F25J1/0255—Operation; Control and regulation; Instrumentation controlling particular process parameter, e.g. pressure, temperature controlling the composition of the feed or liquefied gas, e.g. to achieve a particular heating value of natural gas
    • 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
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2253/00—Adsorbents used in seperation treatment of gases and vapours
    • B01D2253/10—Inorganic adsorbents
    • B01D2253/102—Carbon
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2253/00—Adsorbents used in seperation treatment of gases and vapours
    • B01D2253/10—Inorganic adsorbents
    • B01D2253/106—Silica or silicates
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2253/00—Adsorbents used in seperation treatment of gases and vapours
    • B01D2253/10—Inorganic adsorbents
    • B01D2253/106—Silica or silicates
    • B01D2253/108—Zeolites
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2253/00—Adsorbents used in seperation treatment of gases and vapours
    • B01D2253/30—Physical properties of adsorbents
    • B01D2253/302—Dimensions
    • B01D2253/308—Pore size
    • 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
    • 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
    • B01D2257/70—Organic compounds not provided for in groups B01D2257/00 - B01D2257/602
    • B01D2257/702—Hydrocarbons
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2259/00—Type of treatment
    • B01D2259/40—Further details for adsorption processes and devices
    • B01D2259/414—Further details for adsorption processes and devices using different types of adsorbents
    • 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
    • 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
    • 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
    • C10L2290/08—Drying or removing water
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/60—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using adsorption on solid adsorbents, e.g. by temperature-swing adsorption [TSA] at the hot or cold end
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/68—Separating water or hydrates

Landscapes

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

Abstract

Un procedimiento para preparar gas natural licuado a partir de una alimentación de gas natural que comprende hidrocarburos C5 a C7 e hidrocarburos C8 o mayores, comprendiendo dicho procedimiento las etapas de: poner en contacto un primer adsorbente, que adsorbe preferentemente los hidrocarburos C8 o mayores preferentemente a hidrocarburos con menos de 8 átomos de carbono, con la alimentación de gas natural para proporcionar una corriente de gas natural reducida en C8; poner en contacto un segundo adsorbente diferente del primer adsorbente y que adsorbe preferentemente los hidrocarburos C5 a C7 preferentemente a hidrocarburos con menos de 5 átomos de carbono con la corriente de gas natural reducida en C8 para proporcionar una corriente de gas natural reducida en C5 a C8, en la que el segundo adsorbente presenta mayor selectividad y capacidad para adsorber los hidrocarburos C5 a C7 que el primer adsorbente y licuar la corriente de gas natural reducida en C5 a C8 en una fase de licuefacción.

Description

5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
DESCRIPCION
Procedimientos y aparatos para preparar gas natural licuado Campo tecnico
La presente invencion se refiere, en general, a procedimientos para preparar gas natural licuado de una alimentacion de gas natural que comprende hidrocarburos C5 a C7 e hidrocarburos C8 o mayores. Mas en particular, la presente invencion se refiere a procedimientos para adsorber hidrocarburos C8 o mayores e hidrocarburos C5 a C7, tales como neopentano, de alimentacion de gas natural previamente a licuar la alimentacion de gas natural.
Antecedentes
El gas natural, que principalmente incluye metano, ha pasado a una fuente de energfa alternativa al petroleo, viable, en los ultimos anos, especialmente en los Estados Unidos, debido a drasticos incrementos en las reservas probadas mundiales y nacionales y debido a un deseo de mayor independencia energetica. Muchas reservas probadas de gas natural, sin embargo, se caracterizan como de calidad inferior debido a la presencia de compuestos distintos de metano en las mismas. Mientras las reservas de gas natural de alta calidad pueden requerir menos tratamiento para su comercializacion, las reservas de gas natural de calidad inferior son, en general, fuentes significativamente mas baratas de gas natural. Ademas, las reservas de gas natural de calidad inferior proporcionan posibilidades de ahorro de costes ya que se desarrollan tecnicas de tratamiento mas eficaces para tratar el gas natural de las reservas para su comercializacion.
Una consideracion de tratamiento para la comercializacion de gas natural implica licuar el gas natural, que proporciona facilidad de almacenaje y transporte y que puede disminuir un volumen del gas natural por hasta 600 veces. Las reservas de gas natural de alta calidad pueden licuarse con relativa facilidad. Sin embargo, persisten las dificultades con la licuefaccion de gas natural de reservas de gas natural de calidad inferior debido a la presencia de compuestos distintos de metano. En particular, pueden estar presentes compuestos que congelen a temperaturas mayores que el punto de ebullicion del metano, en las reservas de gas natural de calidad inferior y pueden congelar durante la licuefaccion del gas natural, produciendo de ese modo taponamiento y bloqueo en las tubenas durante la licuefaccion. Ejemplos de compuestos que pueden estar presentes en el gas natural y que pueden congelar durante la licuefaccion incluyen benceno, tolueno, xileno, ciclohexano y neopentano. El neopentano es, en particular, problematico debido a su alto punto de congelacion de -17°C, que dara como resultado, en general, congelacion durante la licuefaccion del gas natural y debido a su menor peso molecular y estructura molecular esferica unica comparado con benceno, tolueno y xileno, lo que hace mas diffcil separar neopentano del gas natural que benceno, tolueno y xileno.
Se han desarrollado metodos de adsorcion para retirar de manera selectiva compuestos de gas natural en la preparacion para la licuefaccion. La adsorcion implica, en general, recogida de moleculas sobre una superficie de un adsorbente. Por ejemplo, geles de sflice, geles de aluminosilicato, tamices moleculares de zeolita y carbono activado son adsorbentes conocidos para adsorber varios compuestos de gas natural. Debido a la relativa facilidad de regeneracion cuando se compara con otros adsorbentes, han adquirido un uso generalizado los geles de sflice y los geles de aluminosilicato para reducir en el gas natural varios hidrocarburos tales como benceno, tolueno, xileno y otros hidrocarburos con mas de 8 atomos de carbono. Sin embargo, para reducir en el gas natural ciertos hidrocarburos tales como hidrocarburos C5 a C7, incluyendo heptanos, ciclohexanos, benceno y neopentano a concentraciones deseables, se requieren en general lechos adsorbentes, incluyendo los geles de sflice y los geles de aluminosilicato, para tener un volumen mayor del que de otro modo se requerina para reducir en el gas natural los hidrocarburos C8 o mayores solos.
La patente de EE. UU. 2010/0263532 describe metodos de licuefaccion de gas natural seco.
A pesar de los beneficios asociados a la adsorcion de compuestos de gas natural usando geles de sflice y geles de aluminosilicato, es deseable maximizar la eficacia de la adsorcion de hidrocarburos C8 o mayores, ademas de maximizar la eficacia de la adsorcion de hidrocarburos C5 a C7, especialmente adsorcion de neopentano, ciclohexano, benceno y heptano, de gas natural para minimizar una concentracion de los hidrocarburos mencionados en la alimentacion de gas natural en rangos permisibles para la licuefaccion. Tambien es deseable minimizar el volumen de lecho adsorbente al tiempo que evitar los requerimientos de regeneracion excesiva para los adsorbentes que se empleen en los lechos adsorbentes.
Breve resumen
En el primer aspecto, se proporciona un procedimiento como se define en la reivindicacion 1.
En el segundo aspecto, se proporciona un aparato como se define en la reivindicacion 10.
Se proporcionan procedimientos y aparatos para preparar gas natural licuado de una alimentacion de gas natural que comprende hidrocarburos C5 a C7 e hidrocarburos C8 o mayores.
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
Segun la invencion, un procedimiento para preparar gas natural licuado a partir de alimentacion de gas natural que comprende hidrocarburos C5 a C7 e hidrocarburos C8 o mayores incluye efectuar la adsorcion preferente de los hidrocarburos C8 o mayores a partir de la alimentacion de gas natural por adsorcion de hidrocarburos con menos de 8 atomos de carbono para proporcionar una corriente de gas natural reducida en C8. El procedimiento continua efectuando la adsorcion preferente de los hidrocarburos C5 a C7 a partir de la corriente de gas natural reducida en C8 por adsorcion de hidrocarburos con menos de 5 atomos de carbono para formar una corriente de gas natural reducida en C5 a C8. Los hidrocarburos C5 a C7 se adsorben preferentemente con mayor selectividad y capacidad que la adsorcion de los hidrocarburos C5 a C7 durante la adsorcion preferente de los hidrocarburos C8 o mayores. La corriente de gas natural reducida en C5 a C8 se licua despues.
Una realizacion de un procedimiento para preparar gas natural licuado a partir de alimentacion de gas natural que comprende hidrocarburos C5 a C7 e hidrocarburos C8 o mayores incluye poner en contacto un primer adsorbente que adsorbe preferentemente los hidrocarburos C8 o mayores con la alimentacion de gas natural para proporcionar una corriente de gas natural reducida en C8. El procedimiento continua poniendo en contacto un segundo adsorbente, que es diferente del primer adsorbente, y que adsorbe preferentemente los hidrocarburos C5 a C7 con la corriente de gas natural reducida en C8 para proporcionar una corriente de gas natural reducida en C5 a C8. El segundo adsorbente presenta mayor selectividad y capacidad para adsorber los hidrocarburos C5 a C7 que el primer adsorbente. Un tercer adsorbente, que adsorbe preferentemente agua residual, tambien se pone en contacto con la corriente de gas natural reducida en C8. La corriente de gas natural reducida en C5 a C8 se licua despues en una fase de licuefaccion.
Segun la invencion, un aparato para preparar gas natural licuado a partir de una alimentacion de gas natural incluye un primer lecho adsorbente que comprende un primer adsorbente. El primer adsorbente adsorbe preferentemente hidrocarburos C8 o mayores sobre hidrocarburos con menos de 8 atomos de carbono. El aparato tambien incluye un segundo lecho adsorbente que esta aguas abajo del primer lecho adsorbente. El segundo lecho adsorbente comprende un segundo adsorbente que es diferente del primer adsorbente y que adsorbe preferentemente hidrocarburos C5 a C7 sobre hidrocarburos con menos de 5 atomos de carbono. El segundo adsorbente presenta mayor selectividad y capacidad para adsorber los hidrocarburos C5 a C7 que el primer adsorbente. El aparato tambien incluye una fase de licuefaccion que esta aguas abajo del segundo lecho adsorbente.
Breve descripcion de los dibujos
La presente invencion se describira de ahora en adelante junto con las siguientes figuras de dibujos, en las que numeros iguales indican elementos iguales y en las que:
La FIG. 1 es un diagrama esquematico de un aparato que usa una realizacion ejemplar de un procedimiento para preparar gas natural licuado, incluyendo el aparato una unidad de adsorcion multilecho;
La FIG. 2 es un diagrama esquematico de otra realizacion de un aparato que usa otra realizacion ejemplar de un procedimiento para preparar gas natural licuado, incluyendo el aparato otra realizacion de una unidad de adsorcion multilecho;
La FIG. 3 es un grafico que muestra concentracion del lecho para hidrocarburos C6 y agua como una funcion de longitud axial a lo largo de la unidad de adsorcion multilecho como se muestra en la FIG. 1, cuando se determina por una simulacion Aspen Adsim™;
La FIG. 4 es un grafico que muestra concentracion del lecho para hidrocarburos C5 e hidrocarburos C7 como una funcion de la longitud axial a lo largo de la unidad de adsorcion multilecho como se muestra en la FIG. 1, cuando se determina por una simulacion Aspen Adsim™ y
La FIG. 5 es un grafico que muestra neopentano e hidrocarburos C8 como una funcion de la longitud axial a lo largo de la unidad de adsorcion multilecho como se muestra en la FIG. 1, cuando se determina por una simulacion Aspen Adsim™.
Descripcion detallada
La siguiente descripcion detallada es simplemente ejemplar por naturaleza y no esta destinada a limitar la invencion o la aplicacion y los usos de la invencion. Ademas, no hay intencion de estar ligados por ninguna teona presentada en los antecedentes precedentes o la siguiente descripcion detallada.
Se proporcionan procedimientos para preparar gas natural licuado a partir de una alimentacion de gas natural, como son los aparatos para preparar el gas natural licuado. Los procedimientos son aplicables para preparar gas natural licuado a partir de alimentacion de gas natural que incluye hidrocarburos C5 a C7 e hidrocarburos C8 o mayores, hidrocarburos que pueden estar presentes en reservas de gas natural. Los procedimientos implican primero efectuar la adsorcion preferente de los hidrocarburos C8 o mayores de la alimentacion de gas natural sobre los hidrocarburos que tienen menos de 8 atomos de carbono para proporcionar una corriente de gas natural reducida en C8. Como se refiere en la presente memoria, “adsorcion preferente” significa que los compuestos referidos son adsorbidos a cargas de equilibrio mayores cuando se compara con otros compuestos, aunque tambien pueden ser adsorbidos
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
compuestos no preferentes en pequenas cantidades. Tambien como se refiere en la presente memoria, “reducido” significa que se retira la mayor parte de los compuestos referidos, de la alimentacion de gas natural y pueden reducirse los compuestos objeto a cantidades traza de menos de, o igual a, 100 partes por millon, tal como menos de, o igual a, 10 partes por millon, en volumen basado en el volumen total de la alimentacion de gas natural despues de la eliminacion de los compuestos objeto. El procedimiento continua con la realizacion de la adsorcion preferente de los hidrocarburos C5 a C7 a partir de la corriente de gas natural reducida en C8 sobre hidrocarburos que tienen menos de 5 atomos de carbono para formar una corriente de gas natural reducida en C5 a C8. Los hidrocarburos C5 a C7 son adsorbidos preferentemente para reducir neopentano, ciclohexano, benceno y heptanos a intervalos permisibles para licuefaccion puesto que esos hidrocarburos tienen tendencia en particular a la congelacion durante la licuefaccion y otros hidrocarburos C5 y C6 que no tienen tendencia en particular a congelar durante la licuefaccion son retirados adicionalmente junto con el neopentano, ciclohexano, benceno y heptanos. Los hidrocarburos C5 a C7 son adsorbidos preferentemente tambien con mayor selectividad y capacidad que la adsorcion de los hidrocarburos C5 a C7 durante la adsorcion de manera preferente de los hidrocarburos C8 o mayores. Como se refiere en la presente memoria, “selectividad” se refiere a la eficacia de un adsorbente en la adsorcion de compuestos particulares a partir de una corriente gaseosa y disminucion de la concentracion de esos compuestos en la corriente gaseosa. Como se refiere tambien en la presente memoria, “capacidad” se refiere a la cantidad de hidrocarburos objetivo que pueden ser adsorbidos por un adsorbente por masa unitaria del adsorbente. Los procedimientos descritos en la presente memoria permiten una eficacia maximizada de la adsorcion de los hidrocarburos C8 o mayores, ademas de eficacia maximizada de adsorcion de hidrocarburos C5 a C7, a partir de gas natural para minimizar de ese modo la concentracion del neopentano, ciclohexano, benceno, heptanos e hidrocarburos C8 o mayores en la alimentacion de gas natural en intervalos permisibles para la licuefaccion. En particular, por la realizacion primero de la adsorcion preferente de los hidrocarburos C8 o mayores, pueden adsorberse preferentemente los hidrocarburos C5 a C7 usando adsorbentes que sean mas selectivos y presenten una mayor capacidad para adsorber los hidrocarburos C5 a C7 que los adsorbentes que se usan para adsorber de manera preferente los hidrocarburos C8 o mayores, pero que requerinan de otro modo una regeneracion excesiva si se expusieran a altas concentraciones de los hidrocarburos C8 o mayores. Debido a que los hidrocarburos C8 o mayores son adsorbidos preferentemente para proporcionar la corriente de gas natural reducida en C8 previamente a efectuar la adsorcion preferente de los hidrocarburos C5 a C7 de la corriente de gas natural reducida en C8, la regeneracion excesiva del adsorbente usado para realizar la adsorcion preferente de los hidrocarburos C5 a C7 no es una preocupacion, permitiendo de ese modo que los adsorbentes sean mas selectivos y presenten una mayor capacidad para adsorber los hidrocarburos C5 a C7 que se tienen que usar. Como resultado, se pueden minimizar los volumenes de lecho adsorbente totales al tiempo que aun se reducen los hidrocarburos C8 o mayores y neopentano, ciclohexano, benceno y heptanos a concentraciones en la alimentacion de gas natural en intervalos permisibles para la licuefaccion.
Los hidrocarburos C5 a C7 que pueden estar presentes en la alimentacion de gas natural incluyen, pero no se limitan a, varias formas de pentano incluyendo i-pentano, n-pentano y neopentano; varias formas de hexano tales como n-hexano y ciclohexano; benceno; n-heptano; tolueno y combinaciones de los mismos. Ejemplos de hidrocarburos C8 o mayores que pueden estar presentes en la alimentacion de gas natural incluyen, pero no se limitan a, n-octano; varias formas de xileno tales como o-xileno; n-nonano; n-decano y combinaciones de los mismos. En una realizacion espedfica, el neopentano esta presente en la alimentacion de gas natural. En particular, pueden estar presentes neopentano, ciclohexano, benceno, heptanos e hidrocarburos C8 o mayores en la alimentacion de gas natural en concentraciones que senan problematicas cuando se licua la alimentacion de gas natural debido a congelacion de los hidrocarburos ya mencionados. Por ejemplo, los hidrocarburos mencionados pueden estar presentes en cantidades en exceso de 100 partes por millon en volumen (ppmv), tales como de 100 a 1000 ppmv, cantidades que plantean dificultades si no se reducen a 100 ppmv o menos. Como un ejemplo espedfico, el neopentano puede estar presente en la alimentacion de gas natural en una cantidad de desde 10 a 200 ppmv, tales como de 50 a 150 ppmv, cantidades que plantean dificultades durante la licuefaccion de la alimentacion de gas natural si no se reducen a 2 ppmv o menos. La alimentacion de gas natural tambien incluye metano, que esta presente en cantidades de mas de 50 por ciento en volumen, tal como de 80 a 99,8 por ciento en volumen o de 95 a 99,5 por ciento en volumen o de 99,0 a 99,5 por ciento en volumen, basado en el volumen total de la alimentacion de gas natural.
Una realizacion ejemplar de un procedimiento para preparar gas natural licuado a partir de una alimentacion de gas natural que incluye hidrocarburos C5 a C7 e hidrocarburos C8 o mayores ahora se abordara con referencia a un aparato 10 ejemplar para preparar gas 24 natural licuado, como se muestra en la FIG. 1. Haciendo referencia a la FIG. 1, el aparato 10 de esta realizacion incluye un primer lecho 12 adsorbente y un segundo lecho 14 adsorbente que esta aguas abajo del primer lecho 12 adsorbente. El primer lecho 12 adsorbente incluye un primer adsorbente 13 y el segundo lecho 14 adsorbente incluye un segundo adsorbente 15. Como se muestra en la FIG. 1, el primer lecho 12 adsorbente y el segundo lecho 14 adsorbente se proporcionan en una unidad 16 de adsorcion multilecho. Sin embargo, aunque no se muestra, se tiene que apreciar que puede proporcionarse el primer lecho adsorbente y el segundo lecho adsorbente en unidades independientes.
El procedimiento incluye efectuar la adsorcion preferente de los hidrocarburos C8 o mayores de la alimentacion de gas natural sobre hidrocarburos con menos de 8 atomos de carbono para proporcionar una corriente de gas natural reducida en C8. De acuerdo con el procedimiento ejemplar realizado en el aparato 10 de la FIG. 1, los hidrocarburos
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
C8 o mayores se adsorben preferentemente de la alimentacion 20 de gas natural poniendo en contacto el primer adsorbente 13, que adsorbe precedentemente los hidrocarburos C8 o mayores, con la alimentacion 20 de gas natural para proporcionar la corriente 26 de gas natural reducida en C8. En esta realizacion, para poner en contacto el primer adsorbente 13 con la alimentacion 20 de gas natural, se introduce la alimentacion 20 de gas natural en el primer lecho 12 adsorbente de la unidad 16 de adsorcion multilecho de la FIG. 1, para proporcionar la corriente 26 de gas natural reducida en C8.
El primer adsorbente 13 adsorbe precedentemente los hidrocarburos C8 o mayores por adsorcion de hidrocarburos con menos de 8 atomos de carbono. El primer adsorbente 13 tambien puede adsorber preferentemente agua, hasta el punto que puede estar presente agua en la alimentacion 20 de gas natural. En algunas circunstancias, como se describe en con mas detalle a continuacion, la alimentacion 20 de gas natural puede saturarse con agua. Sin embargo, la presencia de agua en la alimentacion 20 de gas natural es opcional y, hasta el punto de que puede estar presente agua, el primer adsorbente 13 puede adsorber preferentemente la mayor parte del agua de la alimentacion 20 de gas natural junto con los hidrocarburos C8 o mayores.
Los primeros adsorbentes ejemplares que adsorben preferentemente los hidrocarburos C8 o mayores sobre hidrocarburos con menos de 8 atomos de carbono son conocidos en la tecnica e incluyen geles de sflice y geles de aluminosilicato que tienen un tamano de poro promedio (es decir, diametro) de al menos 10 Angstroms, tales como de 10 a 100 Angstroms o de 10 a 20 Angstroms. Los geles de sflice son conocidos en la tecnica y se refieren en general a formas no cristalinas de sflice, aunque los geles de sflice son generalmente ngidos. Los geles de sflice comprenden en general un conjunto de micropartfculas esfericas hechas de sflice coloidal. Debido al relativamente grande tamano de poro promedio, los geles de sflice adsorben facilmente los hidrocarburos C8 o mayores y tambien adsorben facilmente agua (cuando esta presente en la alimentacion 20 de gas natural). Tambien debido al tamano de poro relativamente grande y la composicion qmmica de los geles de sflice y los geles aluminosilicato, la regeneracion de los geles de sflice y los geles de aluminosilicato para desorber los hidrocarburos C8 o mayores de la superficie de los mismos consume menos energfa que para otros adsorbentes con tamano de poro menor o diferente composicion qmmica. Ejemplos espedficos de adsorbentes de gel de sflice y geles de aluminosilicato adecuados estan comercialmente disponibles con la marca Sorbead® de BASF Corporation de Florham Park, Nueva Jersey. En una realizacion, el gel de sflice o gel de aluminosilicato forma al menos 80 por ciento en volumen del primer lecho adsorbente 12 y puede formar 100 por cien en volumen del primer lecho 12 adsorbente.
Para los fines de la aplicacion inmediata, la corriente de gas natural reducida en C8 se define como la corriente de gas natural que se produce despues de efectuar la adsorcion preferente de los hidrocarburos C8 o mayores de la alimentacion de gas natural previamente a efectuar la adsorcion preferente de los hidrocarburos C5 a C7 de la corriente de gas natural con mayor selectividad y capacidad que existe durante la adsorcion preferente de los hidrocarburos C8 o mayores. En el procedimiento ejemplar realizado en el aparato 10 de la FIG. 1, la corriente 26 de gas natural reducida en C8 se define como la corriente de gas natural que sale del primer lecho 12 adsorbente.
En una realizacion, se reducen los hidrocarburos C8 o mayores, por adsorcion preferente mediante el primer adsorbente, a una concentracion menor que o igual a 100 ppmv, tal como menor que, o igual a, 10 ppmv, menor que, o igual a, 1 parte por millon o de 0,1 a 0,4 ppmv, en la corriente de gas natural reducida en C8. En particular, la etapa de efectuar la adsorcion preferente de los hidrocarburos C8 o mayores incluye cada uno de los hidrocarburos C8 o mayores a las concentraciones mencionadas para proporcionar la corriente de gas natural reducida en C8. Como tal, en el procedimiento ejemplar realizado en el aparato 10 de la FIG. 1, la corriente 26 de gas natural reducida en C8 que sale del primer lecho 12 adsorbente presenta las concentraciones mencionadas de los hidrocarburos C8 o mayores antes de tratamiento adicional.
El procedimiento continua efectuando la adsorcion preferente de los hidrocarburos C5 a C7 de la corriente de gas natural reducida en C8 por adsorcion de hidrocarburos con menos de 5 atomos de carbono para formar una corriente de gas natural reducida en C5 a C8. De acuerdo con el procedimiento ejemplar realizado en el aparato 10 de la FIG. 1, los hidrocarburos C5 a C7 se adsorben preferentemente de la corriente 26 de gas natural reducida en C8 poniendo en contacto el segundo adsorbente 15, que adsorbe precedentemente los hidrocarburos C5 a C7, con la corriente 26 de gas natural reducida en C8 para proporcionar la corriente 28 de gas natural reducida en C5 a C8. En esta realizacion, para poner en contacto el segundo adsorbente 15 con la corriente 26 de gas natural reducida en C8, la corriente 26 de gas natural reducida en C8 se introduce directamente en el segundo lecho 14 adsorbente del primer lecho 12 adsorbente de la unidad 16 de adsorcion multilecho de la FIG. 1 para proporcionar la corriente 28 de gas natural reducida en C5 a C8.
El segundo adsorbente 15 es diferente del primer adsorbente 13 y que adsorbe preferentemente los hidrocarburos C5 a C7 por adsorcion de hidrocarburos con menos de 5 atomos de carbono. El segundo adsorbente 15 presenta mayor selectividad y capacidad para adsorber los hidrocarburos C5 a C7 que el primer adsorbente 13. En particular, el segundo adsorbente 15 es mas eficaz en la adsorcion de los hidrocarburos C5 a C7 de la alimentacion 20 de gas natural que el primer adsorbente 13, permitiendo de ese modo que se consigan bajas concentraciones de los hidrocarburos C5 a C7 en la alimentacion hibrocarbonada, que solo se podfan conseguir con un volumen de lecho mayor del primer adsorbente 13 en el primer lecho 12 adsorbente. Con respecto a esto, los hidrocarburos C5 a C7 se adsorben preferentemente con mayor selectividad y capacidad que la adsorcion de los hidrocarburos C5 a C7 durante la adsorcion preferentemente de los hidrocarburos C8 o mayores. Mientras algunos de los hidrocarburos C5
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
a C7 pueden ser absorbidos por el primer adsorbente 13 e incluso pueden ser absorbidos preferentemente por el primer adsorbente 13 sobre hidrocarburos con menos de 5 atomos de carbono despues de la reduccion de los hidrocarburos C8 o mayores por el primer adsorbente 13, la selectividad y la capacidad del segundo adsorbente 15 para adsorber los hidrocarburos C5 a C7 es aun mayor que la selectividad y la capacidad del primer adsorbente 13 para adsorber los hidrocarburos C5 a C7.
El segundo adsorbente 15 es tambien capaz de adsorber preferentemente al menos algunos de los hidrocarburos C8 o mayores (tales como octano) y puede ser capaz de adsorber preferentemente algunos de los hidrocarburos C8 o mayores con mayor selectividad y capacidad que el primer adsorbente 13. Sin embargo, debido a que el segundo lecho 14 adsorbente esta aguas abajo del primer lecho 12 adsorbente, la alimentacion 20 de gas natural se agotara de los hidrocarburos C8 o mayores aguas arriba del segundo lecho 14 adsorbente, lo que es deseable debido a que la regeneracion del segundo adsorbente 15 despues de la adsorcion de grandes cantidades de los hidrocarburos C8
0 mayores puede requerir gastos de energfa excesivos y en cualquier caso requena mayor gasto energetico para la regeneracion que el primer adsorbente 13 debido a la mayor selectividad y capacidad para la adsorcion de los hidrocarburos C5 a C7.
Los segundos adsorbentes ejemplares que adsorben preferentemente los hidrocarburos C5 a C7 sobre hidrocarburos con menos de 5 atomos de carbono son conocidos en la tecnica. En una realizacion, el segundo adsorbente 15 incluye un adsorbente de tamiz molecular de zeolita con un tamano de poro promedio de desde 5 a 15 Angstroms. Adsorbentes de tamiz molecular de zeolita, adecuados, incluyen zeolita con calcio intercambiado (CaX) y zeolita con sodio intercambiado (NaX), que presentan un tamano de poro promedio de 10 Angstroms. En una realizacion, el adsorbente de tamiz molecular de zeolita forma al menos 50 por ciento en volumen del segundo lecho 14 adsorbente y puede formar 100 por cien en volumen del segundo lecho 14 adsorbente. Ejemplos espedficos de zeolitas de NaX adecuadas estan comercialmente disponibles con la marca Molsiv™ de UOP LLC de Des Plaines, Illinois. En otra realizacion, el segundo adsorbente 15 incluye un adsorbente de carbono activado ademas de, o como una alternativa a, el adsorbente de tamiz molecular de zeolita. El adsorbente de carbono activado adecuado puede presentar un tamano de poro de 20 Angstroms y una superficie espedfica de 1000 m2/g. Cuando el segundo adsorbente 15 incluye adsorbente de carbono activado ademas del adsorbente de tamiz molecular de zeolita, el adsorbente de carbono activado puede disponerse aguas abajo del adsorbente de tamiz molecular de zeolita. En una realizacion, el adsorbente de carbono activado forma al menos 50 por ciento en volumen del segundo adsorbente 15 y puede formar 100 por cien en volumen del segundo lecho 14 adsorbente. Debido a los tamanos de poro mas pequenos en el segundo adsorbente 15 y/o la composicion qrnmica del mismo, el segundo adsorbente 15 presenta mayor selectividad y capacidad para adsorber los hidrocarburos C5 a C7 que el primer adsorbente 13.
En una realizacion, los hidrocarburos C5 a C7, tales como neopentano son reducidos, por adsorcion preferente mediante el segundo adsorbente, a una concentracion menor que, o igual a, 2 ppmv, tal como menor que, o igual a,
1 ppmv o de 0,1 a 0,4 ppmv, en la corriente de gas natural reducida en C5 a C8. En particular, la etapa de efectuar la adsorcion preferente de los hidrocarburos C5 a C7 incluye reducir cada uno de los hidrocarburos C5 a C7 a las concentraciones mencionadas para proporcionar la corriente de gas natural reducida en C5 a C8. Por ejemplo, en una realizacion espedfica, en la que la alimentacion de gas natural incluye neopentano, el neopentano y, opcionalmente, otros hidrocarburos C5 a C7 se adsorben preferentemente de la corriente de gas natural reducida en C8. En esta realizacion, el neopentano se reduce a una concentracion menor que, o igual a, 2 ppmv en la corriente de gas natural reducida en C5 a C8, tal como de 0,1 a 1 ppmv o de 0,1 a 0,4 ppmv. En el procedimiento ejemplar realizado en el aparato 10 de la FIG. 1, la corriente 28 de gas natural reducida en C5 a C8 que sale del segundo lecho 14 adsorbente presenta las concentraciones mencionadas de los hidrocarburos C5 a C7 antes de tratamiento adicional.
Aunque la FIG. 1 ilustra el primer adsorbente 13 y el segundo adsorbente 15 como que estan en forma de granulo o perla, puede emplearse el primer adsorbente 13 y el segundo adsorbente 15 en cualquier forma ffsica que sea conocida en la tecnica, tal como materiales excluidos, panales o en materiales compuestos soportados sobre sustratos. El primer adsorbente 13 puede proporcionarse en una cantidad de 10 a 90 por ciento en volumen, tal como de 30 a 70 por ciento en volumen o de 40 a 60 por ciento en volumen, basado en un volumen combinado del primer adsorbente 13 y el segundo adsorbente 15. El segundo adsorbente 15 puede proporcionarse en una cantidad de 10 a 90 por ciento en volumen, tal como de 30 a 70 por ciento en volumen o de 40 a 60 por ciento en volumen, basado en el volumen combinado del primer adsorbente 13 y el segundo adsorbente 15. Los volumenes relativos del primer adsorbente 13 y/o el segundo adsorbente 15 fuera de los intervalos ya mencionados puede dar como resultado adsorcion insuficiente de los hidrocarburos C5 a C7 y/o los hidrocarburos C8 o mayores de manera que la licuefaccion puede verse afectada por concentraciones excesivamente altas del neopentano, ciclohexano, benceno, heptanos y/o los hidrocarburos C8 o mayores. En la realizacion mostrada en la FIG. 1, el primer adsorbente 13 y el segundo adsorbente 15, juntos, forman 100 por cien en volumen de todo adsorbente que se emplee en la unidad 16 de adsorcion multilecho. Sin embargo, se tiene que apreciar que, en otras realizaciones, pueden incluirse lechos adsorbentes adicionales que incluyan adsorbentes adicionales. En tales realizaciones, la cantidad combinada del primer adsorbente 13 y el segundo adsorbente 15 puede ser al menos 70 por ciento en volumen, basado en el volumen total de todo adsorbente que se emplee para adsorcion en la unidad de adsorcion multilecho.
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
El procedimiento continua con la licuefaccion de la corriente de gas natural reducida en C5 a C8. La etapa de licuar la corriente de gas natural reducida en C5 a C8 abarca varias subetapas que pueden realizarse para retirar ademas otros diversos compuestos y licuar la corriente de gas natural resultante. Licuar el gas natural generalmente implica condensar el gas natural en un lfquido, generalmente por enfriamiento del gas natural a temperatures y presiones apropiadas. De acuerdo con el procedimiento ejemplar que se realiza en el aparato 10 de la FIG. 1, el aparato 10 incluye una fase 18 de licuefaccion que esta aguas abajo del segundo lecho 14 adsorbente. La fase 18 de licuefaccion puede incluir equipo convencional para enfriar la corriente de gas natural reducida en C5 a C8 y tambien puede incluir equipo para separar varios componentes de una alimentacion 20 de gas natural ya que la corriente 28 de gas natural reducida en C5 a C8 se enfna a temperaturas suficientemente bajas durante la licuefaccion. La corriente 28 de gas natural reducida en C5 a C8 es licuada en la fase 18 de licuefaccion, que produce una corriente 24 de gas natural licuado. En esta realizacion, los lfquidos del gas natural (NGL, por sus siglas en ingles) y el gas licuado del petroleo (LPG, por sus siglas en ingles), mostrados como una unica corriente 22 de NGL/LPG en la FIG. 1, tambien se proporcionan por la fase 18 de licuefaccion y representan fracciones que son separadas de la corriente 28 de gas natural reducida en C5 a C8 ya que la corriente 28 de gas natural reducida en C5 a C8 se enfna a temperaturas suficientemente bajas para la licuefaccion. La fase 18 de licuefaccion tambien puede incluir equipo convencional para separar componentes no deseables adicionales de la alimentacion 20 de gas natural tal como, por ejemplo, mercurio, especies que contienen nitrogeno y similares.
Otra realizacion ejemplar de un procedimiento para preparar gas natural licuado a partir de una alimentacion de gas natural que incluye hidrocarburos C5 a C7 e hidrocarburos C8 o mayores se abordara ahora con referencia a un aparato 110 ejemplar para preparar gas 24 natural licuado, como se muestra en la FIG. 2. De acuerdo con esta realizacion, se ilustra que la alimentacion 20 de gas natural puede ser sometida a otro tratamiento previamente a adsorcion de los hidrocarburos C8 o mayores y que pueden realizarse otras etapas de adsorcion preferentes ademas de efectuar la adsorcion preferente de los hidrocarburos C8 o mayores y efectuar la adsorcion preferente de los hidrocarburos C5 a C7. En particular, en esta realizacion, el procedimiento incluye la etapa de retirar gas acido, tal como dioxido de carbono y sulfuro de hidrogeno, de la alimentacion de gas natural previamente a efectuar la adsorcion preferente de los hidrocarburos C8 o mayores de la alimentacion de gas natural. El gas acido puede ser eliminado de la alimentacion de gas natural poniendo en contacto la alimentacion 20 de gas natural con una disolucion 31 acuosa de amina en una unidad 30 de tratamiento de amina, que se muestra en general en la FIG. 2. Las unidades de tratamiento de amina son conocidas en la tecnica. En la unidad 30 de tratamiento de amina, el gas acido reacciona con la disolucion 31 acuosa de amina para formar enlaces qmmicos debiles con la disolucion 31 acuosa de amina a alta presion, mientras que los otros componentes de la alimentacion 20 de gas natural quedan en forma gaseosa. La disolucion 31 acuosa de amina, que lleva con ella los gases acidos, se remedia despues para separar una corriente 34 de gas acido de atu, mientras que la alimentacion 20 de gas natural restante se trata ademas como se describe a continuacion. Sin embargo, la alimentacion 20 de gas natural generalmente llega a estar saturada con agua como resultado de la puesta en contacto de la alimentacion 20 de gas natural con la disolucion 31 acuosa de amina.
El procedimiento continua con la realizacion de la adsorcion preferente de los hidrocarburos C8 o mayores de la alimentacion 20 de gas natural sobre hidrocarburos con menos de 8 atomos de carbono para proporcionar una corriente de gas natural reducida en C8. De acuerdo con el procedimiento ejemplar realizado en el aparato 110 de la FIG. 2, se hace pasar la alimentacion 20 de gas natural desde la unidad 30 de tratamiento de aminas a un primer lecho 12 adsorbente de una unidad 116 de adsorcion de tres lechos. El primer lecho 12 adsorbente y el segundo lecho 14 adsorbente de la unidad 116 de adsorcion de tres lechos son iguales a los descritos anteriormente en el contexto del aparato 10 mostrado en la FIG. 1. Sin embargo, ademas del primer lecho 12 adsorbente y el segundo lecho 14 adsorbente, la unidad 116 de adsorcion de tres lechos de esta realizacion incluye un tercer lecho 32 adsorbente que se dispone entre el primer lecho 12 adsorbente y el segundo lecho 14 adsorbente. El tercer lecho 32 adsorbente incluye un tercer adsorbente 36 que es diferente del primer adsorbente 13 y el segundo adsorbente 15 y que adsorbe preferentemente agua. El tercer adsorbente 36 puede adsorber preferentemente agua mientras que no adsorbe hidrocarburos C3 o mayores y el tercer adsorbente 36 presenta mayor selectividad y capacidad para adsorber agua que el primer adsorbente 13. En particular, el tercer adsorbente 36 es mas eficaz en la adsorcion de agua de la alimentacion 20 de gas natural que el primer adsorbente 13, permitiendo de ese modo que se consigan bajas concentraciones de agua en la alimentacion 20 de gas natural que solo podfan conseguirse con un volumen de lecho mayor del primer adsorbente 13. Terceros adsorbentes ejemplares que adsorben preferentemente agua, sin adsorber hidrocarburos C3 o mayores, son conocidos en la tecnica. En una realizacion, el tercer adsorbente incluye un adsorbente de tamiz molecular de zeolita con un tamano de poro promedio menor que, o igual a, 4 Angstroms. Los adsorbentes de tamiz molecular de zeolita, adecuados, incluyen zeolitas 4A, que presentan un tamano de poro promedio de 4 Angstroms. En una realizacion, el adsorbente de tamiz molecular de zeolita forma al menos 50 por ciento en volumen del tercer lecho 32 adsorbente y puede formar 100 por cien en volumen del tercer lecho 32 adsorbente. El primer adsorbente 13 puede proporcionarse en una cantidad de desde 10 a 70 por ciento en volumen, el segundo adsorbente 15 puede proporcionarse en una cantidad de desde 20 a 90 por ciento en volumen y el tercer adsorbente 36 puede proporcionarse en una cantidad de desde 5 a 20 por ciento en volumen, basado en el volumen combinado del primer adsorbente 13, el segundo adsorbente 15 y el tercer adsorbente 36 en la unidad 116 de adsorcion de tres lechos.
De acuerdo con el procedimiento ejemplar realizado en el aparato 110 de la FIG. 2, el procedimiento incluye efectuar
5
10
15
20
25
30
35
la adsorcion preferente de agua residual de la corriente 26 de gas natural reducida en C8. En esta realizacion, el agua residual es adsorbida preferentemente poniendo en contacto el tercer lecho 32 adsorbente con la corriente 26 de gas natural reducida en C8. Como se muestra en la FIG. 2, el tercer lecho 32 adsorbente se dispone directamente aguas abajo del primer lecho 12 adsorbente de manera que el agua residual es adsorbida preferentemente directamente despues de efectuar la adsorcion preferente de los hidrocarburos C8 o mayores de la alimentacion 20 de gas natural. Sin embargo, se tiene que apreciar que otros lechos adsorbentes intervinientes (no mostrados) pueden estar presentes entre el primer lecho l2 adsorbente y el tercer lecho 32 adsorbente en otras realizaciones. Debido a que el tercer lecho 32 adsorbente esta aguas abajo del primer lecho 12 adsorbente y debido a que el primer lecho 12 adsorbente adsorbe precedentemente agua misma, la alimentacion 20 de gas natural se reducira en la mayor parte de agua aguas arriba del tercer lecho 32 adsorbente, quedando solo agua residual en la corriente 26 de gas natural reducida en C8. Es deseable poner el primer lecho 12 adsorbente, como se describe, aguas arriba del tercer lecho 32 adsorbente, debido a que el volumen del tercer lecho 32 adsorbente puede minimizarse mientras se consiguen aun bajas concentraciones de agua en la corriente 28 de gas natural reducida en C5 a C8 que sena dificil conseguir con el primer lecho 12 adsorbente solo.
El procedimiento continua introduciendo la corriente 26 de gas natural reducida en C8 del tercer lecho 32 adsorbente al segundo lecho 14 adsorbente, donde tiene lugar adsorcion preferente de los hidrocarburos C5 a C7 como se describio con detalle anteriormente en el contexto del procedimiento ejemplar que es realizado en el aparato 10 de la FIG. 1. Como se muestra en la FIG. 2, el segundo lecho 14 adsorbente se dispone directamente aguas abajo del tercer lecho 32 adsorbente de manera que los hidrocarburos C5 a C7 se adsorban preferentemente directamente despues de efectuar la adsorcion preferente del agua residual de la corriente 26 de gas natural reducida en C8. Sin embargo, se tiene que apreciar que otros lechos adsorbentes intervinientes pueden estar presentes entre el tercer lecho 32 adsorbente y el segundo lecho 14 adsorbente en otras realizaciones. Despues de que se proporcione la corriente 28 de gas natural reducida en C5 a C8 del segundo lecho 14 adsorbente, el procedimiento continua licuando la corriente 28 de gas natural reducida en C5 a C8. De acuerdo con el procedimiento ejemplar que es realizado en el aparato 10 de la FIG. 2, la corriente 28 de gas natural reducida en C5 a C8 es licuada en la fase 18 de licuefaccion, lo que produce una corriente 24 de gas natural licuado, de la misma manera como se describio anteriormente en el contexto del procedimiento realizado en el aparato 10 de la FIG. 1.
Ejemplos
Se construyo un modelo Aspen Adsim™ para evaluar la adsorcion de hidrocarburos C8 o mayores, hidrocarburos C5 a C7 y neopentano espedficamente cuando se empleo una unidad de adsorcion multilecho incluyendo un primer lecho adsorbente y un segundo lecho adsorbente a diferentes volumenes relativos y diferentes alturas de la unidad. El primer lecho adsorbente incluyo adsorbente Sorbead-H® y el segundo lecho adsorbente incluyo adsorbente de zeolita con calcio intercambiado (referido de ahora en adelante como el adsorbente Molsiv™). La Tabla 1 proporciona las cantidades de varios componentes que estaban presentes en la alimentacion de gas natural que se empleo para fines de la simulacion, junto con los lfmites de producto ejemplares por encima de los cuales es una preocupacion la congelacion durante la licuefaccion.
TABLA 1
Componente
Unidades Lfmite de producto Alimentacion aglomerada para Adsim
Metano
% en moles - 99,40
Propano
% en moles - 0,28
n-Butano
ppmv - 647,0
n-Pentano
ppmv - 468,0
Neopentano
ppmv 0,4 100,0
n-Hexano
ppmv 2,0 856,0
n-Heptano
ppmv 1,0 448,0
n-Octano
ppmv 0,4 219,0
Agua
ppmv 1,0 840,0
5
10
15
20
25
Se obtuvieron isotermas de adsorcion de equilibrio, representativas de selectividad del adsorbente, para adsorbente Sorbead-H® de una base de datos propia existente. Se usaron isotermas de propano en el adsorbente Molsiv™ de los datos propios existentes para construir una representacion grafica de la teona del potencial de Polanyi y estimar las isotermas para otros hidrocarburos. Todas las simulaciones fueron realizadas con un diametro de la unidad de adsorcion de 3,35 m usando un ciclo de adsorcion con variacion de temperatura (TSA, por sus siglas en ingles) y una temperatura de regeneracion de 288 °C con el primer lecho adsorbente aguas arriba del segundo lecho adsorbente (como se muestra de manera esquematica en la FIG. 1). Se realizaron varios casos con diferentes alturas de la unidad adsorbente y diferentes particiones de volumen entre el primer lecho adsorbente y el segundo lecho adsorbente. En todos los casos no hubo progreso de los componentes C6+ (es decir, << 0,1 ppmv) y el progreso de nC5 fue mucho menor que el neopentano. Como tal, el neopentano es la impureza de control. Se proporcionan perfiles de concentracion del lecho en las FIGS. 3-5 para un lecho adsorbente con una altura de 2,74 m y particiones de volumen de 40 por ciento en volumen para el primer lecho adsorbente y 60 por ciento en volumen para el segundo lecho adsorbente. Mas espedficamente, la FIG. 3 muestra concentracion del lecho para los hidrocarburos C6 y agua, la FIG. 4 muestra concentracion del lecho para los hidrocarburos C5 y los hidrocarburos C7 y la FIG. 5 muestra concentracion del lecho para el neopentano y los hidrocarburos C8.
El progreso maximo y promedio del neopentano se indica en la Tabla 2 para diferentes alturas de la unidad adsorbente y diferentes particiones de volumen entre el primer lecho adsorbente y el segundo lecho adsorbente. Como puede observarse de los resultados en la Tabla 2, incluir el segundo lecho adsorbente, ademas del primer lecho adsorbente, permite que se reduzca la altura de la unidad al tiempo que se consigue realizacion mejorada en terminos de reduccion del progreso maximo y promedio del neopentano en la corriente de producto que sale de la unidad de adsorcion. Dichos resultados ilustran eficacia mejorada de la adsorcion de neopentano incluyendo el primer lecho adsorbente y el segundo lecho adsorbente y tambien ilustran que puede disminuir el volumen del lecho adsorbente al tiempo que se consigue la eficacia mejorada de la adsorcion de neopentano.
TABLA 2
Altura de la unidad, m Neopentano Producto, ppmv
Primer lecho adsorbente, porcentaje en volumen
Segundo lecho adsorbente, porcentaje en volumen Max Promedio
100
0 3,35 90,0 17,0
100
0 3,96 45,0 6,0
100
0 5,18 1,5 0,2
-------------------------------------------------1---------------------------------------------------1------------------------1-----------1---------------------
80
20 3,35 11,0 1,2
70
30 3,35 1,4 0,2
60
40 3,35 0,1 <0,1
-------------------------------------------------1---------------------------------------------------1------------------------1-----------1---------------------
70
30 3,05 10,1 1,0
60
40 3,05 1,8 0,2
50
50
3,05 0,6 <0,1
-------------------------------------------------1---------------------------------------------------1------------------------1-----------1---------------------
60
40 2,74 19,5 1,4
50
50
2,74 9,9 0,8
40
60 2,74 1,8 <0,1
Altura de la unidad, m Neopentano Producto, ppmv
Primer lecho adsorbente, porcentaje en volumen
Segundo lecho adsorbente, porcentaje en volumen Max Promedio
i-------------------------------------------------1---------------------------------------------------1------------------------1-----------1---------------------
50
50
2,44 82,7 6,8
40
60 2,44 67,0 4,6
30
70 2,44 67,0 4,2
20
80 2,44 82,0 4,7
Mientras se ha presentado al menos una realizacion ejemplar en la anterior descripcion detallada de la invencion, se debena apreciar que existe un gran numero de variaciones. Tambien se debena apreciar que la realizacion ejemplar o las realizaciones ejemplares son solo ejemplos y no estan destinadas a limitar el alcance, la aplicabilidad o la 5 configuracion de la invencion de ningun modo. Mas bien, la anterior descripcion detallada proporcionara a los expertos en la materia un plan de trabajo conveniente para poner en practica una realizacion ejemplar de la invencion. Se tiene que entender que se pueden realizar varios cambios en la funcion y la disposicion de los elementos descritos en una realizacion ejemplar sin apartarse del alcance de la invencion como se explica en las reivindicaciones adjuntas.
10

Claims (10)

  1. 5
    10
    15
    20
    25
    30
    35
    40
    45
    50
    REIVINDICACIONES
    1. Un procedimiento para preparar gas natural licuado a partir de una alimentacion de gas natural que comprende hidrocarburos C5 a C7 e hidrocarburos C8 o mayores, comprendiendo dicho procedimiento las etapas de:
    poner en contacto un primer adsorbente, que adsorbe preferentemente los hidrocarburos C8 o mayores preferentemente a hidrocarburos con menos de 8 atomos de carbono, con la alimentacion de gas natural para proporcionar una corriente de gas natural reducida en C8;
    poner en contacto un segundo adsorbente diferente del primer adsorbente y que adsorbe preferentemente los hidrocarburos C5 a C7 preferentemente a hidrocarburos con menos de 5 atomos de carbono con la corriente de gas natural reducida en C8 para proporcionar una corriente de gas natural reducida en C5 a C8, en la que el segundo adsorbente presenta mayor selectividad y capacidad para adsorber los hidrocarburos C5 a C7 que el primer adsorbente y
    licuar la corriente de gas natural reducida en C5 a C8 en una fase de licuefaccion.
  2. 2. El procedimiento segun la reivindicacion 1, que comprende ademas poner en contacto un tercer adsorbente que adsorbe preferentemente agua residual con la corriente de gas natural reducida en C8 y en el que las etapas de puesta en contacto del primer adsorbente, puesta en contacto del segundo adsorbente y puesta en contacto del tercer adsorbente comprenden poner en contacto el primer adsorbente proporcionado en una cantidad de desde 10 a 70 por ciento en volumen con la alimentacion de gas natural, poner en contacto el segundo adsorbente proporcionado en una cantidad de desde 20 a 90 por ciento en volumen con la corriente de gas natural reducida en C8 y poner en contacto el tercer adsorbente proporcionado en una cantidad de desde 5 a 20 por ciento en volumen con la corriente de gas natural reducida en C8, con todas las cantidades basadas en un volumen combinado del primer adsorbente, el segundo adsorbente y el tercer adsorbente.
  3. 3. El procedimiento segun la reivindicacion 1, que comprende ademas la etapa de poner en contacto la alimentacion de gas natural con una disolucion acuosa de amina.
  4. 4. El procedimiento segun la reivindicacion 3, en el que la alimentacion de gas natural se pone en contacto con la disolucion acuosa de amina previamente a la puesta en contacto del primer adsorbente con la alimentacion de gas natural.
  5. 5. El procedimiento segun la reivindicacion 4, en el que el tercer adsorbente se pone en contacto con la corriente de gas natural reducida en C8 despues de poner en contacto el primer adsorbente con la alimentacion de gas natural y previamente a la puesta en contacto del segundo adsorbente con la corriente de gas natural reducida en C8.
  6. 6. El procedimiento segun la reivindicacion 1, en el que la etapa de puesta en contacto del primer adsorbente con la alimentacion de gas natural se define ademas como puesta en contacto del primer adsorbente que comprende gel de sflice o gel de aluminosilicato con un tamano de poro promedio de al menos 10 Angstroms con la alimentacion de gas natural.
  7. 7. El procedimiento segun la reivindicacion 1, en el que la puesta en contacto del segundo adsorbente con la corriente de gas natural reducida en C8 se define ademas como puesta en contacto del segundo adsorbente que comprende un adsorbente de tamiz molecular de zeolita con un tamano de poro promedio de desde 5 a 15 Angstroms con la corriente de gas natural reducida en C8.
  8. 8. El procedimiento segun la reivindicacion 1, en el que las etapas de puesta en contacto del primer adsorbente y puesta en contacto del segundo adsorbente comprenden poner en contacto el primer adsorbente proporcionado en una cantidad de desde 10 a 90 por ciento en volumen con la alimentacion de gas natural y poner en contacto el segundo adsorbente proporcionado en una cantidad de desde 10 a 90 por ciento en volumen con la corriente de gas natural reducida en C8, con todas las cantidades basadas en un volumen combinado del primer adsorbente y el segundo adsorbente.
  9. 9. El procedimiento segun la reivindicacion 1, en el que una unidad de adsorcion multilecho comprende un primer lecho adsorbente que comprende el primer adsorbente y un segundo lecho adsorbente que comprende el segundo adsorbente y en el que la etapa de puesta en contacto del primer adsorbente con la alimentacion de gas natural se define ademas como introduccion de la alimentacion de gas natural en el primer lecho adsorbente de la unidad de adsorcion multilecho para proporcionar la corriente de gas natural reducida en C8.
  10. 10. Un aparato para preparar gas natural licuado de una alimentacion de gas natural, comprendiendo el aparato:
    un primer lecho adsorbente que comprende un primer adsorbente que adsorbe preferentemente hidrocarburos C8 o mayores sobre hidrocarburos con menos de 8 atomos de carbono;
    un segundo lecho adsorbente aguas abajo del primer lecho adsorbente, comprendiendo dicho segundo lecho adsorbente un segundo adsorbente diferente del primer adsorbente y que adsorbe preferentemente
    hidrocarburos C5 a C7 sobre hidrocarburos con menos de 5 atomos de carbono, en el que el segundo adsorbente presenta mayor selectividad y capacidad para adsorber los hidrocarburos C5 a C7 que el primer adsorbente y
    una fase de licuefaccion aguas abajo del segundo lecho adsorbente.
ES13784975.8T 2012-05-01 2013-04-19 Procedimientos y aparatos para preparar gas natural licuado Active ES2639778T3 (es)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/461,046 US8685146B2 (en) 2012-05-01 2012-05-01 Processes and apparatuses for preparing liquified natural gas
US201213461046 2012-05-01
PCT/US2013/037313 WO2013165702A2 (en) 2012-05-01 2013-04-19 Processes and apparatuses for preparing liquified natural gas

Publications (1)

Publication Number Publication Date
ES2639778T3 true ES2639778T3 (es) 2017-10-30

Family

ID=49511551

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
ES13784975.8T Active ES2639778T3 (es) 2012-05-01 2013-04-19 Procedimientos y aparatos para preparar gas natural licuado

Country Status (10)

Country Link
US (1) US8685146B2 (es)
EP (1) EP2844723B1 (es)
CN (1) CN104271715B (es)
AU (1) AU2013256814B2 (es)
CA (1) CA2867311C (es)
ES (1) ES2639778T3 (es)
MY (1) MY164557A (es)
PL (1) PL2844723T3 (es)
RU (1) RU2575846C1 (es)
WO (1) WO2013165702A2 (es)

Families Citing this family (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2015130339A1 (en) * 2014-02-25 2015-09-03 Dow Global Technologies Llc Process control method for extracting natural gas liquids from natural gas
US9944872B2 (en) * 2014-02-27 2018-04-17 Dow Global Technologies Llc Method for regenerating adsorbent media used for extracting natural gas liquids from natural gas
CN106102865A (zh) * 2014-03-18 2016-11-09 陶氏环球技术有限责任公司 从天然气流中依次去除天然气液
CA2936554A1 (en) * 2014-04-09 2015-10-15 Exxonmobil Upstream Research Company Methods and systems for purifying natural gases
US9908079B2 (en) 2015-01-27 2018-03-06 Dow Global Technologies Llc Separation of hydrocarbons using regenerable macroporous alkylene-bridged adsorbent
CA2974946C (en) 2015-01-27 2023-01-10 Dow Global Technologies Llc Separation of nitrogen from hydrocarbon gas using pyrolyzed sulfonated macroporous ion exchange resin
CA2989320C (en) * 2015-06-17 2023-10-10 Basf Corporation Adsorbent for hydrocarbon recovery
US10850225B2 (en) 2018-07-17 2020-12-01 Uop Llc Processes for removing heavy hydrocarbons and water from a stream of natural gas
WO2021032319A1 (de) 2019-08-22 2021-02-25 Linde Gmbh Verfahren und anlage zur bearbeitung von erdgas
WO2021058130A1 (de) 2019-09-27 2021-04-01 Linde Gmbh Verfahren und anlage zur gewinnung von komponenten aus erdgas
US20230166210A1 (en) * 2020-05-01 2023-06-01 Basf Corporation Adsorbent bed with increased hydrothermal stability

Family Cites Families (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3116130A (en) * 1959-02-27 1963-12-31 Phillips Petroleum Co Separation of gases and liquids by sorption
NL297067A (es) * 1962-09-04 1900-01-01
DE4339500A1 (de) * 1993-11-19 1995-05-24 Engelhard Process Chem Gmbh Simultane Sorption von Wasser und organischen Verbindungen
CA2165378A1 (en) * 1995-01-23 1996-07-26 Arthur Shirley Purification of natural gas
US6033638A (en) 1998-03-20 2000-03-07 Campbell; Larry E. Sequential adsorptive capture and catalytic oxidation of volatile organic compounds in a reactor bed
US6682711B2 (en) 2001-04-27 2004-01-27 Chevron U.S.A. Inc. Protection of Fischer-Tropsch catalysts from traces of sulfur
US6610124B1 (en) 2002-03-12 2003-08-26 Engelhard Corporation Heavy hydrocarbon recovery from pressure swing adsorption unit tail gas
DE10303233A1 (de) * 2003-01-28 2004-08-05 Linde Ag Verfahren zur adsorptiven Abtrennung von höheren Kohlenwasserstoffen aus Erdgas
US7063732B2 (en) * 2003-07-28 2006-06-20 Fuelcell Energy, Inc. High-capacity sulfur adsorbent bed and gas desulfurization method
FR2868962B1 (fr) * 2004-04-15 2006-06-16 Inst Francais Du Petrole Procede de purification d'un gaz naturel par adsorption des mercaptans.
US7442233B2 (en) 2005-07-06 2008-10-28 Basf Catalysts Llc Integrated heavy hydrocarbon removal, amine treating and dehydration
US7799117B1 (en) * 2006-09-27 2010-09-21 Uop Llc Gas treatment process by temperature swing adsorption
FR2911516B1 (fr) 2007-01-19 2009-11-13 Total Sa Procede de purification d'un melange gazeux contenant des gaz acides
FR2921470B1 (fr) * 2007-09-24 2015-12-11 Inst Francais Du Petrole Procede de liquefaction d'un gaz naturel sec.
WO2009059290A1 (en) 2007-11-01 2009-05-07 Yang Ralph T Natural gas desulfurization
FI20070944A0 (fi) * 2007-12-05 2007-12-05 Ravintoraisio Oy Uusi syötävä koostumus
CN100595263C (zh) * 2008-04-22 2010-03-24 成都五环新锐化工有限公司 从富含甲烷的混合气体中生产液化天然气的前端组合净化工艺
US7780764B2 (en) * 2008-06-27 2010-08-24 Praxair Technology, Inc. Methods and systems for helium recovery
US8381544B2 (en) 2008-07-18 2013-02-26 Kellogg Brown & Root Llc Method for liquefaction of natural gas
CN101508923B (zh) * 2009-03-12 2012-10-10 西安长庆科技工程有限责任公司 一种天然气脱水脱重烃装置及工艺方法
US8414683B2 (en) 2010-05-28 2013-04-09 Uop Llc Integrated process for floating liquefied natural gas pretreatment

Also Published As

Publication number Publication date
PL2844723T3 (pl) 2017-11-30
AU2013256814A1 (en) 2014-10-02
EP2844723A4 (en) 2015-12-16
EP2844723B1 (en) 2017-06-21
US20130291723A1 (en) 2013-11-07
RU2575846C1 (ru) 2016-02-20
CN104271715A (zh) 2015-01-07
WO2013165702A3 (en) 2013-12-27
CN104271715B (zh) 2017-01-18
CA2867311C (en) 2016-09-20
EP2844723A2 (en) 2015-03-11
MY164557A (en) 2018-01-15
US8685146B2 (en) 2014-04-01
CA2867311A1 (en) 2013-11-07
WO2013165702A2 (en) 2013-11-07
AU2013256814B2 (en) 2015-07-09

Similar Documents

Publication Publication Date Title
ES2639778T3 (es) Procedimientos y aparatos para preparar gas natural licuado
AU2006265026B2 (en) Integrated heavy hydrocarbon removal, amine treating and dehydration
AU2012223563B2 (en) Pressure-temperature swing adsorption process for the separation of heavy hydrocarbons from natural gas streams
TWI670115B (zh) 吸附材料及使用方法
US8211211B1 (en) Multi-stage adsorption system for gas mixture separation
Magnowski et al. Extraction of ethane from natural gas by adsorption on modified ETS-10
AU2003213738A2 (en) Heavy hydrocarbon recovery from pressure swing adsorption unit tail gas
RU2012142676A (ru) Способ адсорбционной сушки очищенного биогаза и регенерация загруженных адсорбентов
Zhang et al. Preparation and characterization of DBU-loaded MCM-41 for adsorption of CO2
AU2009355326B2 (en) Multi-stage adsorption system for gas mixture separation
WO2014130724A1 (en) Method for retrofitting an existing system for removing mercury and water from a hydrocarbon fluid in order to enhance its mercury removal capacity
CA3078066C (en) Porous materials for natural gas liquids separations
US10760006B2 (en) Methods and systems to separate hydrocarbon mixtures such as natural gas into light and heavy components
JP2005013832A (ja) 空気液化分離装置用吸着剤及びそれを用いた空気の精製方法