ES2714276T3

ES2714276T3 - Proceso de remoción de hidrocarburos pesados

Info

Publication number: ES2714276T3
Application number: ES13743639T
Authority: ES
Inventors: William Dolan; Roger Wyatt
Original assignee: BASF Corp
Current assignee: BASF Corp
Priority date: 2012-02-01
Filing date: 2013-02-01
Publication date: 2019-05-28
Anticipated expiration: 2033-02-01
Also published as: MY165753A; EP3495458A1; JP6161635B2; KR20140128366A; CN104204159B; US20130192299A1; JP2015523413A; HUE042542T2; BR112014019130A2; JP2019162627A; WO2013116627A1; MX2014009319A; RU2634711C2; EP2809752A4; PL2809752T3; MX336446B; EP2809752B1; JP2017222853A; CA2863650A1; CN104204159A

Abstract

Un proceso para eliminar hidrocarburos pesados de una corriente de gas natural que comprende: dirigir una corriente de gas natural que contiene agua e hidrocarburos C5+ al lecho adsorbente de una unidad de adsorción por balanceo térmico (TSA), para adsorber al menos una porción del agua y los hidrocarburos C5+ de dicha corriente de alimentación de gas natural para producir una primera corriente de gas de producto que tiene un nivel reducido de agua e hidrocarburos C5+ que dicha corriente de alimentación, regenerando dicho lecho adsorbente calentando para eliminar el agua adsorbida y los hidrocarburos C5+ y formar una segunda corriente de gas que tiene una mayor concentración de agua e hidrocarburos C5+ que dicha corriente de alimentación; enfriar dicha segunda corriente de gas para formar agua líquida e hidrocarburos C5+ líquidos y separar dichos líquidos de dicha segunda corriente de gas para formar una tercera corriente de gas; dirigir dicha tercera corriente de gas a un lecho adsorbente de una unidad de adsorción por balanceo de presión (PSA) para adsorber los hidrocarburos C5+ de dicha tercera corriente de gas y producir una segunda corriente de gas de producto de alta presión que tiene una concentración más baja de hidrocarburos C5+ que dicha tercera corriente de gas, en donde dicho PSA se adsorbe a una temperatura de al menos 65°C y una presión de al menos 3447 kPa (500 psia); regenerar dicho lecho adsorbente en dicha unidad de PSA reduciendo la presión y formando una corriente de gas contaminante a baja presión que contiene hidrocarburos C5+.

Description

DESCRIPCION

Proceso de remocion de hidrocarburos pesados

Campo de la invencion

La invencion se refiere a un proceso para eliminar hidrocarburos pesados de una corriente de gas natural.

Antecedentes de la invencion

El termino “gas natural” se aplica al gas producido a partir de acumulaciones subterraneas de composicion muy variable. El principal constituyente del gas natural es el metano. Aparte del metano, el gas natural generalmente incluye otros hidrocarburos, nitrogeno, dioxido de carbono, a veces una pequena proporcion de sulfuro de hidrogeno y, a menudo, agua. Los constituyentes del hidrocarburo incluyen etano (C2), propano (C3), butano (C4), pentano (C5), hexano (C6), heptano (C7), etc. Los hidrocarburos que tienen 5 o mas atomos de carbono se denominan generalmente C5+. Los componentes de una corriente de gas natural que no sea metano se mencionaran como contaminantes en la especificacion y en las reivindicaciones. La invencion se refiere en particular a la eliminacion de contaminantes mediante una combinacion de adsorcion y condensacion.

Los constituyentes mas ligeros, Ci hasta e incluyendo C4, estan en fase gaseosa a temperaturas y presiones atmosfericas. Los constituyentes mas pesados, C5+, estan en fase gaseosa cuando se encuentran a temperaturas elevadas durante la produccion desde la subsuperficie y en fase liquida cuando la mezcla de gases se ha enfriado. El gas natural que contiene dichos constituyentes mas pesados se conoce como “gas humedo” a diferencia del gas seco que no contiene ninguno o solo una pequena proporcion de hidrocarburos liquidos.

La eliminacion de contaminantes, en particular el agua y los hidrocarburos, de las corrientes de gas natural es importante para prevenir los problemas que pueden ocurrir durante su transporte. En el caso de que el gas natural no tratado se transporte a traves de sistemas de tuberias, la perdida de presion, que es inevitable en los sistemas de tuberias, hace que se formen liquidos como resultado de la condensacion de agua y/o hidrocarburos. Las mezclas de liquidos de estos liquidos pueden causar problemas, como el taponamiento de tuberias y sistemas de distribucion. Ademas, el agua liquida puede acelerar la corrosion.

Un parametro util para indicar el contenido potencial de liquidos de cualquier gas es en terminos del punto de rocio. El punto de rocio se define generalmente como la temperatura a la que se debe enfriar un gas (a una composicion constante) para que se sature con respecto al vapor de agua (es decir, que alcance el equilibrio con un liquido). Para mezclas como el gas natural, en lugar de un punto de rocio, se utiliza la maxima presion (la presion mas alta a la cual esta presente el equilibrio vapor-liquido) o la temperatura maxima (la temperatura mas alta a la cual esta presente el equilibrio vapor-liquido).

Con el fin de evitar la formacion de liquidos en una corriente de gas natural, deben eliminarse los contaminantes, en particular el agua y, si corresponde, los hidrocarburos para reducir la temperatura maxima de la corriente de gas natural. En el caso de gas natural con un bajo contenido de hidrocarburos distintos del metano, o en el caso de que se permita la formacion de liquidos de hidrocarburos, solo se requiere la eliminacion de agua. En general, sin embargo, existe la necesidad de eliminar tanto el agua como los hidrocarburos, que son mas dificiles de eliminar, del gas natural, especialmente para lograr una cierta temperatura maxima deseada.

Un proceso conocido para la eliminacion de agua e hidrocarburos de una corriente de gas natural se describe, por ejemplo, en el articulo “Solucion de problemas de almacenamiento” por T. Schulz, J. Rajani, D. Brands, Hydrocarbon Engineering, junio de 2001, paginas 55-60. En el proceso conocido, la corriente de gas natural se pone en contacto con un lecho adsorbente para eliminar el agua y los contaminantes de hidrocarburos. Despues de algun tiempo en la corriente, el lecho de adsorcion debe regenerarse, tiempo que tambien depende de la calidad deseada de la corriente de gas purificada que abandona el lecho adsorbente debido a la adsorcion preferencial de diferentes tipos de contaminantes.

La adsorcion de componentes de una mezcla de gases a traves de adsorbentes solidos es un proceso termico exotermico, conocido como adsorcion por balanceo termico (TSA). Este proceso generalmente se revierte aplicando calor a la fase de adsorbente y adsorbato. Si el calor aplicado es suficiente, los componentes adsorbidos dejaran la superficie interna y los poros del adsorbente. Para completar la regeneracion, el adsorbente se enfria una vez mas a su temperatura inicial. Esta reversion del proceso de adsorcion se llama regeneracion.

Por lo tanto, en el proceso conocido se proporcionan en total tres lechos de adsorcion, uno de ellos en modo de adsorcion, y uno de ellos se regenera al pasar de la corriente de gas natural no tratada a una temperatura elevada sobre el lecho para que los contaminantes adsorbidos se eliminen del lecho, y uno de ellos se enfrio por el flujo de suspension despues de que se regenero el lecho. El flujo de suspension se pasa primero a traves del lecho para enfriarse, luego se calienta, y se pasa a traves del lecho para regenerarse. El flujo de suspension lleva los contaminantes que se eliminan del lecho adsorbente en el modo de regeneracion. El flujo de suspension contaminado se pasa luego a traves de un enfriador de aire y agua, de modo que los contaminantes que se condensan a la temperatura del agua (por encima de la temperatura de formacion de hidratos) se pueden separar como un liquido en un separador. El gas de vaporizacion instantanea se recicla a la corriente de gas natural a tratar, aguas arriba del lecho de adsorcion en modo de adsorcion. Desafortunadamente, el enfriador de agua y el separador no son muy eficientes. Por consiguiente, se pueden acumular niveles significativos de contaminantes de hidrocarburos C5+ en la corriente de reciclaje al lecho de adsorcion, lo que reduce la eficiencia de adsorcion. Alternativamente, enfriar con un refrigerante tambien es problematico. Se pueden formar en el enfriador y en las ollas del deshidratador mecanico.

Un problema en el uso de lechos adsorbentes para eliminar agua y/o hidrocarburos de una corriente de gas natural es que no siempre es posible lograr una temperatura maxima suficientemente baja de la corriente de gas purificada resultante del lecho en modo de adsorcion. Por lo tanto, existe la necesidad de un proceso que permita la eliminacion de contaminantes, tipicamente agua e hidrocarburos, del gas natural, para lograr una cierta temperatura maxima deseada.

De acuerdo con la publicacion de EE.UU. No. 2007/0267328, publicado el 22 de noviembre de 2007, se proporciona un proceso para eliminar contaminantes de una corriente de gas natural. El proceso comprende los pasos de: (a) poner en contacto parte de la corriente de gas natural como una primera corriente de gas a una temperatura elevada con un primer lecho adsorbente en modo de regeneracion, para eliminar los contaminantes presentes en el primer lecho adsorbente, y para obtener una segunda corriente de gas que esta enriquecida en contaminantes en comparacion con la primera corriente de gas; (b) enviar la segunda corriente de gas a una etapa de separacion de gas/liquido que comprende enfriar la segunda corriente de gas a una temperatura tal que al menos algunos contaminantes comiencen a condensarse en una primera fase liquida rica en contaminantes y separando la primera fase liquida de la segunda corriente de gas para crear una tercera corriente de gas; en donde la etapa de separacion de gas/liquido forma una primera etapa de separacion de gas/liquido, y en donde el proceso comprende ademas (c) someter la tercera corriente de gas a una segunda etapa de separacion de gas/liquido para obtener una segunda fase liquida que es rica en contaminantes, y una corriente de gas seco.

En una realizacion particularmente ventajosa del proceso de acuerdo con la publicacion de EE.UU. No. 2007/0267328, la segunda separacion de gas/liquido en el paso (c) se efectua por medio de un separador de inercia de velocidad acelerada. Dicho separador crea una corriente de fluido que fluye a velocidad acelerada y hace que dicha corriente de fluido se enfrie a una temperatura a la cual el agua y los hidrocarburos se condensaran en una segunda fase liquida de agua/hidrocarburo. El separador de inercia de velocidad acelerada es ventajosamente un separador de inercia supersonico y la corriente de fluido fluye a velocidad supersonica. Ademas, se puede inducir adecuadamente un movimiento de remolino a la corriente de fluido que fluye a una velocidad supersonica, causando asi que los contaminantes, en particular el agua y los hidrocarburos, fluyan a una seccion radialmente externa de una zona de recoleccion en la corriente. Sin embargo, despues de dejar el separador de inercia de velocidad acelerada, la corriente de gas debe comprimirse a presion de adsorcion. El paso de compresion reduce la eficiencia energetica del proceso. El documento US 5486227 A se refiere a un proceso para purificar y licuar una mezcla de gas de alimentacion con respecto a su componente menos fuertemente adsorbido de menor volatilidad que integra la adsorcion por balanceo de temperatura, la adsorcion por balanceo de presion y la destilacion criogenica para optimizar el rendimiento general.

Resumen de la invencion

La presente invencion proporciona un proceso para eliminar hidrocarburos pesados de una corriente de gas natural, y que ha mejorado las eficiencias del proceso con respecto a los procesos de la tecnica anterior. El proceso comprende un proceso de adsorcion de balanceo termico, como en la tecnica anterior, en el que la corriente de gas natural se dirige a un lecho adsorbente para eliminar contaminantes de la corriente de gas natural. El lecho de adsorcion se regenera mediante calor en el que los contaminantes se liberan del adsorbente y pasan a una etapa de separacion de gas/liquido, lo que implica enfriar la corriente de gas contaminante para condensarla en una fase liquida rica en contaminantes. En lugar de reciclar la fase gaseosa que resulta de la separacion gas/liquido hacia el lecho adsorbente, la fase gaseosa pasa a un proceso de adsorcion por balanceo de presion en el que los contaminantes, incluidos los hidrocarburos pesados que se acumulan, se adsorben en el lecho y una corriente de gas natural limpia se forma. Al regenerar el lecho de adsorcion de balanceo de presion reduciendo la presion, la corriente de contaminante a baja presion se utiliza como combustible para proporcionar calor para el modo de regeneracion del lecho de adsorcion de balanceo termico. La presente invencion tambien se refiere a variaciones en el proceso en el que el producto y las corrientes de contaminantes del proceso de adsorcion por balanceo de presion pueden reciclarse o tratarse para separaciones adicionales.

El proceso de acuerdo con la invencion permite, ademas de la eliminacion de agua, la eliminacion de hidrocarburos de la corriente de gas de alimentacion, lo que resulta en una temperatura maxima mas baja en comparacion con la corriente de gas de alimentacion. En el proceso de acuerdo con la invencion, la extension de la eliminacion de agua e hidrocarburos de la corriente de gas de alimentacion se puede dirigir, creando asi una corriente de gas de producto con una temperatura maxima deseada, incluso en los casos en que la composicion de la corriente de gas de alimentacion es tal que una reduccion de la temperatura maxima a un nivel suficientemente bajo no se podria haber logrado utilizando otras tecnicas, como el proceso utilizando solo la adsorcion.

El proceso de la presente invencion alivia los problemas encontrados en la tecnica anterior en el que el gas del separador de gas-liquido se recicla a la unidad de adsorcion por balanceo termico, y en el que el reciclaje continuo da como resultado una acumulacion de hidrocarburos pesados en el proceso de adsorcion debido a la ineficiencia inherente de la unidad de separacion gas-liquido. El uso de la unidad de adsorcion por balanceo de presion elimina efectivamente los contaminantes pesados de hidrocarburos de la corriente de contaminantes que salen de la unidad de adsorcion por balanceo termico. Cualquier gas reciclado de la unidad de adsorcion por balanceo de presion tiene un contenido de hidrocarburos pesados significativamente mas bajo que el gas del condensador o separador de gas/liquido. Ademas, cualquier gas de reciclaje de la unidad de PSA hacia la unidad de adsorcion de balanceo termico para una mayor adsorcion de contaminantes se encuentra a la presion mas alta del gas producto de la adsorcion de balanceo de presion y, por lo tanto, mejora la eficiencia de la publicacion de EE. UU. No. 2007/0267328 en la que la fase gaseosa del separador gas-liquido se acelero debido a una caida de presion, y luego tuvo que comprimirse para cumplir con la presion de alimentacion de la unidad de adsorcion de balanceo termico.

Breve descripcion de los dibujos

La figura 1 es un esquema del proceso de esta invencion para eliminar agua e hidrocarburos de una corriente de gas natural, que muestra la combinacion de adsorcion por balanceo termico, separacion de gas/liquido y adsorcion por balanceo de presion.

La figura 2 es un esquema del proceso de esta invencion para eliminar agua e hidrocarburos de una corriente de gas natural, que muestra la combinacion de adsorcion de balanceo termico, separacion de gas/liquido y adsorcion de balanceo de presion en la que la corriente de contaminante de la unidad de PSA se usa como combustible para regenerar la unidad TSA, y el producto de la unidad de PSA se recicla a la unidad TSA para una mayor reduccion de contaminantes.

La figura 3 es un esquema de un proceso alternativo de esta invencion para eliminar agua e hidrocarburos de una corriente de gas natural, que muestra la combinacion de adsorcion por balanceo termico, separacion de gas/liquido y adsorcion por balanceo de presion en la que la corriente de contaminantes de la unidad de PSA se dirige a un separador de gas/liquido antes de ser utilizado como combustible para regenerar la unidad TSA.

La figura 4 es un esquema de otro proceso alternativo para eliminar agua e hidrocarburos de una corriente de gas natural, que ilustra la combinacion de TSA, separacion gas/liquido y unidad de PSA en la que la corriente de contaminante de la unidad de PSA experimenta una separacion adicional de gas/liquido.

La figura 5 es un esquema de otra variacion mas del proceso de esta invencion para eliminar agua e hidrocarburos de una corriente de gas natural, que muestra la combinacion de TSA, separacion gas/liquido y unidad de PSA en la que se forma una corriente de presion intermedia de la unidad de PSA.

Descripcion detallada de la invencion

La composicion de la corriente de gas natural a tratar puede variar. Tipicamente, la corriente de gas natural comprende agua en concentraciones en el intervalo de 0.01 a 4% en moles, preferiblemente de 0.05 a 2% en moles. La concentracion de hidrocarburos C2, C3 y C4 en la corriente de gas de alimentacion esta tipicamente en el intervalo de 0.4 a 4% en moles, en particular de 1.0 a 3% en moles. La concentracion de hidrocarburos C5+ en la corriente de gas de alimentacion esta tipicamente en el intervalo de 0.05 a 5% en moles, en particular de 0.1 a 3% en moles, basada en la corriente de gas de alimentacion.

Adecuadamente, la corriente de gas tratada tiene una temperatura maxima mas baja que la de la corriente de alimentacion de gas natural, preferiblemente al menos 10°C mas bajo, mas preferiblemente al menos 15°C mas bajo, mas preferiblemente al menos 20°C mas bajo. En terminos absolutos, la corriente de gas tratada que se enviara a la tuberia tendra una temperatura maxima por debajo de 10°C, preferiblemente por debajo de 6°C, mas preferiblemente, por debajo de 0°C, lo mas preferiblemente, por debajo de -5°C.

La corriente de alimentacion de gas natural, tal como se describe anteriormente y se muestra en la figura 1 como referencia numerica 10, se dirige a la unidad de adsorcion por balanceo termico (unidad TSA) 12. La unidad TSA 12 incluye una o mas camas que se procesan alternativamente a traves de una etapa de adsorcion, una etapa de regeneracion y una etapa de enfriamiento. En la Figura 1, la etapa de adsorcion se indica con el numero de referencia 14, la etapa de regeneracion se indica con el numero de referencia 16 y la etapa de enfriamiento se indica con el numero de referencia 18. La corriente de alimentacion 10 entra en la etapa 14 de adsorcion a traves de la linea 11. La etapa 18 de adsorcion incluye un adsorbente en particulas que puede adsorber agua y los hidrocarburos pesados, incluidos los hidrocarburos C5+ de la corriente de alimentacion 10. La temperatura de entrada de la etapa de adsorcion puede variar de aproximadamente 5 a 100°C, prefiriendose aproximadamente de 15 a 602C, y de 20 a 30°C tambien ejemplificadas. Se pueden usar presiones de 1379 a 9653 kPa (200 a 1400 psia), preferidas de 4137 a 8274 kPa (600 a 1200 psia), y ejemplificadas adicionalmente de 5516 a 6895 kPa (800 a 1000 psia). Una corriente de producto 15 deja el lecho 14 adsorbente TSA, que tiene un contenido de hidrocarburo pesado y agua muy reducido que la corriente de alimentacion 10. Una porcion de la corriente de alimentacion 10 tambien se puede usar para enfriar el adsorbente en la etapa 18 a traves de la linea 13, luego de la adsorcion y luego de la regeneracion. Por lo tanto, una vez que el adsorbente en la etapa 14 se ha calentado y el adsorbente libera los contaminantes del mismo, la etapa ahora tiene que ser enfriada y preparada para la etapa de adsorcion. Las temperaturas de entrada de la etapa de enfriamiento pueden variar de 5 a 100°C, prefiriendose aproximadamente de 15 a 60°C, y de 20 a 30°C tambien ejemplificadas. Se pueden usar presiones de 1379 a 9653 kPa (200 a 1400 psia), preferidas 4137 a 8274 kPa (600 a 1200 psia) y ejemplificadas adicionalmente de 5516 a 6895 kPa (800 a 1000 psia). La etapa de regeneracion implica calentar el adsorbente, de modo que el adsorbente libera los hidrocarburos pesados. El calentamiento se realiza dirigiendo la corriente de alimentacion que ha pasado a traves de la unidad de enfriamiento 18 y dirigiendo la corriente de alimentacion desde la unidad 18 a traves de la linea 20 hasta la caldera 22. En la caldera 22, la corriente de alimentacion se calienta y se dirige a la unidad 16 de regeneracion a traves de la linea 24. Las temperaturas de entrada de la etapa de regeneracion pueden variar de aproximadamente 200 a 350°C, prefiriendose de 200 a 300°C y de 270 a 290°C tambien ejemplificadas. Se pueden usar presiones de 1379 a 9673 kPa (200 a 1400 psia), preferidas de 4137 a 8274 kPa (600 a 1200 psia), y ejemplificadas adicionalmente de 5516 a 6895 kPa (800 a 1000 psia).

Los adsorbentes adecuados son solidos que tienen una estructura microscopica. La superficie interna de tales adsorbentes esta preferiblemente entre 100 y 2000 m2/g, mas preferiblemente entre 500 y 1500 m2/g. La naturaleza de la superficie interna del adsorbente en el lecho adsorbente es tal que el agua y los hidrocarburos C5+ son adsorbidos. Adecuadamente, la superficie interna del adsorbente es polar. Los materiales adsorbentes adecuados incluyen materiales basados en silice, gel de silice, alumina o silice-alumina. Se prefieren los adsorbentes de tipo zeolita.

En general, en el lecho adsorbente el agua se adsorbe preferentemente sobre los hidrocarburos. Los hidrocarburos C5+, hidrocarburos que tienen 5 o mas atomos de carbono, generalmente se adsorben preferentemente sobre hidrocarburos mas ligeros, como C2, C3 o C4. Tipicamente, el agua se adsorbe en la medida en que las concentraciones resultantes estan en el rango de 0.001 a 0.5% en moles, en particular de 0.01 a 0.4% en moles, mas en particular de 0.05 a 0.2% en moles. Tipicamente, los hidrocarburos C5+ se adsorben en la medida en que las concentraciones resultantes estan en el rango de 0.01 a 1% en moles, en particular de 0.05 a 0.5% en moles.

Al regenerar el lecho 16 adsorbente, se produce un aumento en el contenido de contaminante relativo de la corriente de gas 26 que sale del lecho, en comparacion con el contenido de contencion relativo de la corriente de alimentacion 10 de gas natural que ingresa al lecho 14 de adsorcion. Aunque de esta manera el lecho adsorbente se puede regenerar, el gas 26 de regeneracion ahora es de peor calidad que la corriente 10 de gas natural original. Este es un problema, ya que generalmente se desea reciclar la corriente de gas de regeneracion a un lecho adsorbente en modo de adsorcion. En la tecnica anterior, este problema se resuelve enfriando el gas de regeneracion en un enfriador de aire y agua, para condensar parte de los contaminantes en una fase liquida y separando la fase liquida del gas de regeneracion.

Por lo tanto, la corriente 26 de gas se enfria en el condensador 28 a una temperatura tal que al menos algo de agua y algunos hidrocarburos comenzaran a condensarse en una fase liquida de agua/hidrocarburo. La temperatura de enfriamiento se puede ajustar y depende de la temperatura de la corriente 26 de gas. Tipicamente, el enfriamiento se realiza por medio de un enfriador de aire y/o agua, y las temperaturas de enfriamiento son temperaturas tipicas del aire o agua, en particular por encima de la temperatura del hidrato, tal como por encima del rango de 0 a 20°C. Las temperaturas de entrada de los enfriadores pueden variar de aproximadamente 5 a 60°C, prefiriendose aproximadamente de 15 a 35°C, y de 20 a 35°C tambien ejemplificados. Se pueden usar presiones de 1379 a 9653 kPa (200 a 1400 psia), preferidas de 4137 a 8274 kPa (600 a 1200 psia), y ejemplificadas adicionalmente de 5516 a 6895 kPa (800 a 1000 psia). La condensacion o separacion del agua y los hidrocarburos pesados de la fase gaseosa tiene lugar en el separador 30, que recibe la corriente 29 enfriada del condensador 28. Preferiblemente, entre el 0.5% y el 90% del agua y los contaminantes de hidrocarburos se condensaran, mas preferiblemente entre el 1.0% y el 80%, en base al agua total y los contaminantes de hidrocarburos presentes en la fase gaseosa en la corriente de gas.

El agua liquida y los hidrocarburos pesados (C5+) se separan de la corriente 29 enfriada en un deshidratador o separador 30, y se descargan a traves de la linea 32. Una corriente 34 de gas, principalmente de hidrocarburos C1-C4 y agotada de agua y contaminantes C5+, deja el separador 30. En los sistemas de la tecnica anterior, la corriente 34 de gas se reciclo al lecho adsorbente 14 para la eliminacion adicional de los hidrocarburos pesados, que permanecieron. Sin embargo, como se indico anteriormente, el condensador 28 y el deshidratador 30 no son excesivamente eficientes y, en consecuencia, niveles significativos de contaminantes de hidrocarburos C5+ pueden permanecer en la fase 34 gaseosa. El reciclado continuo de la corriente 34 al lecho adsorbente sobrecargaria el adsorbente, requiriendo que el adsorbente se regenere mas frecuentemente, o requiriendo un aumento en el tamano del lecho adsorbente. Independientemente de si el lecho se hace mas grande o el adsorbente se regenera con mayor frecuencia, la cantidad de gas de regeneracion aumentara, por lo tanto, aumentara la cantidad de reciclaje efectivo.

De acuerdo con la presente invencion, la corriente 34 de gas que se obtiene a partir de la separacion de gas/liquido en el deshidratador 30 se trata adicionalmente para eliminar los hidrocarburos pesados del mismo. Despues del tratamiento, la fase gaseosa puede enviarse a la tuberia o reciclarse nuevamente al lecho adsorbente sin las dificultades previas de sobrecargar el lecho adsorbente. Refiriendose nuevamente a la figura 1, la fase 34 gaseosa que esta separada del deshidratador 30 se calienta en el calentador 36, y la fase gaseosa calentada a traves del conducto 38 se envia a una unidad 40 de PSA. Como se muestra en la figura 1, la unidad 40 de PSA representa un sistema de PSA en el que se utilizan uno o, tipicamente, una pluralidad de lechos de un adsorbente. Al igual que el sistema TSA, cada cama del sistema de PSA funciona con una presurizacion/adsorcion secuencial y un ciclo de despresurizacion/regeneracion. Los procesos de PSA se llevan a cabo tipicamente en sistemas de lecho multiple como se ilustra en la patente de EE.UU. 3,430,418 de Wagner, que describe un sistema que tiene al menos cuatro camas. Como se conoce y describe en general en esta patente, el proceso de PSA se realiza comunmente en un ciclo de una secuencia de procesamiento que incluye en cada lecho: (1) una mayor adsorcion de presion con la liberacion de efluente del producto desde el extremo del producto del lecho; (2) despresurizacion de cocorriente a presion intermedia con liberacion de gas de espacio vacio desde el extremo del producto; (3) despresurizacion en contracorriente a una presion mas baja; (4) purga; y (5) presurizacion. El gas del espacio vacio liberado durante la etapa de despresurizacion en cocorriente se emplea comunmente para propositos de ecualizacion de la presion y para proporcionar gas de purga a un lecho a su presion de desorcion mas baja. Adecuadamente, la superficie interna del adsorbente es polar. Los materiales adsorbentes adecuados incluyen materiales basados en silice, gel de silice, alumina o silice-alumina y adsorbentes de tipo zeolita. En general, las temperaturas de entrada de la etapa de adsorcion de PSA pueden variar de aproximadamente 65 a 200°C, prefiriendose de 125 a 175°C y de 150 a 160°C tambien ejemplificadas. Se pueden usar presiones de 3447 a 9653 kPa (500 a 1400 psia), preferidas de 8274 kPa (1200 psia) y ejemplificadas adicionalmente de 5516 a 6895 kPa (800 a 1000 psia). Para la etapa de purga se pueden usar presiones de 14 a 689 kPa (2 a 100 psia), preferidas de 34 a 207 kPa (5 a 30 psia), y ejemplificadas adicionalmente de 69 a 138 kPa (10 a 20 psia).

De nuevo, refiriendose a la figura 1, el gas de producto del sistema PSA 40 sale a traves de la linea 42, con un contenido de hidrocarburos pesados sustancialmente mas bajo que la corriente 26 de gas y la fase 34 de gas. La linea 42 puede enviarse directamente a la tuberia o enfriarse con el condensador 44 para deshidratar el agua o los hidrocarburos liquidos pesados para obtener una fase 46 de gas limpio, que luego puede dirigirse a la tuberia. La fase gaseosa contaminante a baja presion 48, del sistema de PSA 40, se forma despresurizando el lecho adsorbente, que representa un ciclo de regeneracion del PSA. La fase 48 gaseosa de baja presion se puede utilizar como combustible para calentar la caldera 22 para la regeneracion del adsorbente TSA.

La figura 2 representa un proceso alternativo mostrado en la figura 1, aunque el proceso TSA y las unidades de deshidratador de fase gas/liquido son iguales para cada proceso. La corriente de alimentacion 50 de gas natural se dirige a la unidad de adsorcion por balanceo termico (unidad TSA) 52. La unidad TSA 52 incluye una o mas camas que se procesan alternativamente a traves de una etapa de adsorcion, una etapa de regeneracion y una etapa de enfriamiento. En la Fig. 2, la etapa de adsorcion se indica con el numero de referencia 54, la etapa de regeneracion se indica con el numero de referencia 56 y la etapa de enfriamiento se indica con el numero de referencia 58. La corriente de alimentacion 50 entra en la etapa 54 de adsorcion a traves de la linea 51. La etapa 54 de adsorcion incluye un adsorbente en particulas, como se divulgo anteriormente, que puede adsorber agua, y los hidrocarburos pesados, incluidos los hidrocarburos C5+ de la corriente de alimentacion 50. Una corriente 55 de producto deja el lecho 54 adsorbente de TSA, que tiene un contenido reducido de hidrocarburo pesado y agua que la corriente de alimentacion 50. Una porcion de la corriente de alimentacion 50 tambien se puede usar para enfriar el adsorbente en la etapa 58 a traves de la linea 53, luego de la adsorcion y luego de la regeneracion, como se describio anteriormente. La etapa de regeneracion implica calentar el adsorbente, de modo que el adsorbente libera los hidrocarburos pesados. El calentamiento se realiza dirigiendo la corriente de alimentacion que ha pasado a traves de la unidad 58 de enfriamiento y se dirige desde la unidad 58 a traves de la linea 60 hasta la caldera 62. En la caldera 62, la corriente de alimentacion se calienta y se dirige a la unidad 56 de regeneracion a traves de la linea 64.

En la unidad 56 de regeneracion, el adsorbente calentado libera el agua adsorbida y los hidrocarburos, que se eliminan a traves de la linea 66. La linea 66 tiene una concentracion mucho mayor de agua e hidrocarburos pesados que la corriente de alimentacion 50. La corriente 66 de gas se enfria, como se describe con respecto a la figura 1, en el condensador 68 a una temperatura tal que al menos algo de agua y algunos hidrocarburos comenzaran a condensarse en una fase liquida de agua/hidrocarburo. La condensacion o separacion del agua y los hidrocarburos pesados de la fase gaseosa tiene lugar en el separador 70, que recibe la corriente enfriada 69 del condensador 68.

La fase liquida de agua/hidrocarburo se separa de la corriente de gas en el deshidratador o separador 70, y se descarga a traves de la linea 72. Una corriente 74 de gas agotada de contaminantes sale del separador 70. La corriente 74 de gas se dirige a una unidad 80 de PSA que funciona de la misma manera que la unidad 40 de PSA, como se describe con respecto a la figura 1. Asi, la corriente 74 de gas que contiene hidrocarburos pesados en forma de hidrocarburos C5+ se calienta en el calentador 76 y la corriente de gas se dirige al proceso 80 de PSA a traves de la linea 78. El sistema 80 de PSA incluye un lecho adsorbente, que incluye un adsorbente selectivo para los hidrocarburos pesados. Una corriente 82 de producto de alta presion deja el proceso 80 de PSA a traves del lecho adsorbente del proceso 80 de PSA, que tiene hidrocarburos sustancialmente menos pesados que las corrientes 66, 74 y 78 de proceso. Por consiguiente, el producto 82 se puede enfriar en el enfriador 84 y enviarse a traves de la linea 86 para su reciclaje al lecho 54 adsorbente del proceso TSA. Como la corriente 86 tiene un contenido reducido de hidrocarburos pesados debido a la adsorcion en la unidad 80 de PSA, el reciclaje en la unidad de adsorbente de TSA no sobrecarga la unidad, como en la tecnica anterior. Como la figura 1, la fase 88 contaminante a baja presion de la unidad 80 PSA puede usarse como combustible para la caldera 62.

La figura 3 representa otro proceso alternativo que cae dentro del alcance de la presente invencion. Como en las figuras 1 y 2, el proceso de la figura 3 implica tratar una corriente de alimentacion de gas natural con un proceso de combinacion de TSA y una separacion de gas/liquido. Como en las figuras 1 y 2, una corriente de alimentacion 90 de gas natural se trata mediante un proceso 100 TSA para producir un gas 101 de producto limpio y una corriente 102 concentrada de agua/hidrocarburo C5+. Un condensador 99 y un separador 103 de gas/liquido tratan la corriente 102, para producir una fase 104 de gas de producto, que todavia contiene hidrocarburos pesados contaminantes que se han desorbido de la unidad 100 TSA durante la regeneracion. Una corriente 107 de agua liquida/hidrocarburo pesado tambien se elimina del separador 103. Como en el proceso mostrado en las Figuras 1 y 2, la fase 104 gaseosa del producto se calienta en el calentador 105 y se envia a traves de la linea 106 a la unidad 108 PSA. El gas 110 de producto que abandona la unidad 108 PSA se reduce considerablemente en hidrocarburos pesados, que se han adsorbido en la unidad de PSA. El adsorbente es como se divulgo anteriormente y es mas selectivo para el agua y los hidrocarburos C5+ que los hidrocarburos mas livianos, es decir, C1-C4. Por consiguiente, el gas 110 del producto se puede reciclar directamente en la unidad de adsorcion de TSA a traves de las lineas 112 y 113 sin sobrecargar el adsorbente en la unidad 100 de TSA. La fase de gas contaminante a baja presion de la unidad 108 PSA sale a traves de la linea 114 y es rica en agua e hidrocarburos pesados. En esta realizacion, la corriente de gas contaminante a baja presion se presuriza en el compresor 116 y se dirige a traves de la linea 117 al condensador 118, y a traves de la linea 119 al separador 120, en donde el agua y los hidrocarburos pesados se separan aun mas de los componentes de la fase gaseosa hidrocarburos C1-C4 en separador 120, y dejar el separador 120 como una corriente de liquido 122. La fase gaseosa del separador 120 sale a traves de la linea 124 y puede usarse como combustible en la caldera 130 de la unidad 100 TSA. De este modo, los hidrocarburos liquidos de C5+ se eliminan de las lineas 107 y 122 de los separadores 103 y 120, respectivamente, y se pueden recuperar por valor quimico.

La figura 4 representa todavia otra alternativa al proceso de esta invencion. Una corriente de alimentacion de gas natural 130 se pasa a traves de una unidad 132 TSA para eliminar el volumen del agua y los hidrocarburos pesados de la corriente de alimentacion y producir un gas 134 de producto que puede enviarse a la tuberia. La unidad 132 TSA incluye uno o mas lechos que se procesan alternativamente a traves de una etapa de adsorcion, una etapa de regeneracion y una etapa de enfriamiento. En la Figura 4, la etapa de adsorcion esta indicada por dos lechos en paralelo, 133 y 135, la etapa de regeneracion indicada por el numero de referencia 136 y la etapa de enfriamiento indicada por el numero de referencia 138. La corriente de alimentacion 130 entra en las etapas 133 y 135 de adsorcion, ya sea de forma simultanea o escalonada a traves de las lineas 131, 139 y 141. Las etapas 133 y 135 de adsorcion incluyen un adsorbente en particulas que puede adsorber agua, y los hidrocarburos pesados, incluidos los hidrocarburos C5+ de la corriente de alimentacion 130. La temperatura de entrada y la presion de las etapas de adsorcion se exponen en la discusion de la figura 1. Una corriente 134 de producto deja los lechos 133, 135 adsorbentes de TSA, que tienen un contenido de hidrocarburo pesado y agua muy reducido que la corriente de alimentacion 130. Una porcion de la corriente de alimentacion 130 tambien se puede usar para enfriar el adsorbente en la etapa 138 a traves de la linea 137, despues de la adsorcion y luego de la regeneracion. Por lo tanto, una vez que el adsorbente en las etapas 133 y 135 se ha calentado y el adsorbente libera los contaminantes de las mismas, las etapas ahora tienen que enfriarse y prepararse para las etapas de adsorcion como se describio anteriormente. La etapa de regeneracion implica calentar el adsorbente, de modo que el adsorbente libera los hidrocarburos pesados. El calentamiento se realiza dirigiendo la corriente de alimentacion que ha pasado a traves de la unidad 138 de enfriamiento y dirigiendo la corriente de alimentacion desde la unidad 138 a traves de la linea 140 hasta la caldera 142. En la caldera 142, la corriente de alimentacion se calienta y se dirige a la unidad 136 de regeneracion a traves de la linea 144.

La corriente 146 contaminante de la unidad 132 TSA se forma mediante la regeneracion del lecho 136 adsorbente y se dirige al condensador 148 a traves de la linea 147, y luego a la unidad 150 separadora a traves de la linea 149. El separador 150 proporciona una separacion de gas/liquido, en la que los contaminantes liquidos del agua y los hidrocarburos C5+ se eliminan a traves de la linea 151, y la fase gaseosa 152 se separa y se trata adicionalmente de acuerdo con esta invencion para eliminar contaminantes pesados adicionales de hidrocarburos. De nuevo, la fase 152 gaseosa se calienta en el calentador 154 y se dirige a traves de la linea 156 a la unidad 158 de PSA. El producto de la unidad 158 de PSA, que tiene un nivel reducido de agua e hidrocarburos C5+ que la corriente 156 sale a traves de la linea 160 y se dirige a la tuberia. Opcionalmente, la linea 160 (no mostrada) se puede reciclar a un lecho adsorbente de la unidad 132 de TSA. La corriente 162 de baja presion del contaminante de la unidad de PSA se presuriza en el compresor 164, dirigido a traves de la linea 165, al condensador 166 y a traves de la linea 167 al separador 168, en el que los liquidos pesados se eliminan aun mas a traves de la linea 170. En el proceso mostrado en la figura 4, una fase 171 gaseosa, que sale del separador 168, se presuriza en el compresor 172 y se dirige a traves de la linea 174 al condensador 176 y al separador 178 a traves de la linea 177 para la separacion en una fase liquida C5+ a traves de la linea 180 y una fase 182 gaseosa para la mezcla con la fase 146 de gas contaminante, que abandona la unidad 132 de TSA, posterior a la regeneracion del adsorbente en la unidad 132 de TSA. La corriente 146 y 182 combinadas forman la corriente 147 que se enfria y se separa en la unidad de separacion 150. Una fase 159 de gas producto de presion intermedia de la unidad 158 de PSA se toma como la corriente 157 de combustible. Una porcion de la fase 159 de gas se puede dirigir a traves de la linea 161 a la fase 171 de gas. En esta realizacion, los hidrocarburos pesados se recuperan de la corriente de alimentacion 130 inicial como lineas 151, 170 y 180.

En una realizacion alternativa final mostrada en la figura 5, la corriente 90 de gas natural que necesita ser tratada para eliminar el agua y los hidrocarburos pesados se pasa a la unidad 100 TSA y la unidad separadora 103, como se muestra en la figura 3, y discutido anteriormente. Dejando la unidad 103 separadora hay una corriente 190 de liquido contaminante, que contiene agua e hidrocarburos pesados que se pueden recuperar por valor quimico, y una fase 192 gaseosa, que todavia contiene una cantidad menor de hidrocarburos pesados, C5+. Como en las realizaciones anteriores, la fase 192 gaseosa se calienta en el calentador 193 y pasa a traves de la linea 194 a la unidad 196 de PSA. En la unidad 196 de PSA, los hidrocarburos pesados contenidos en la corriente 194 se adsorben en el lecho adsorbente de la unidad 196 de PSA para producir un producto de alta presion, la corriente 198 de gas, que tiene un contenido reducido de hidrocarburos C5+ que la corriente 194. En esta realizacion, la corriente 198 de gas de producto a alta presion se recicla a la etapa de adsorbente de la unidad 100 TSA. Esto se muestra a traves de las lineas 200 y 201. Una corriente 172 de producto de presion intermedia tambien se toma cocorrientemente del extremo del producto de la unidad 196 de PSA. Esta corriente 202 de producto de presion intermedia tambien tiene un contenido reducido de C5+ que la corriente 194 y se presuriza en el compresor 204 y se dirige a traves de la linea 206 para reciclar con la linea 200 a la etapa de adsorbente de la unidad 100 TSA. La eliminacion y el reciclado de una corriente de presion intermedia de una unidad de PSA mejora la eficiencia de la unidad de PSA, y se muestra en las patentes de EE. UU. N° 6,610,124, expedida en agosto. 26, 2003. La corriente 208 altamente contaminada a baja presion que sale de la unidad 196 de PSA se presuriza en el compresor 210 y luego se envia a traves de la linea 212 al condensador 214 para la separacion en una fase de gas y liquido en el separador 216. La fase liquida que contiene hidrocarburos pesados se elimina a traves de la linea 218, y la via 200 de la fase gaseosa se puede usar para calentar la caldera en la unidad 100 TSA.

Ejemplo 1 (tecnica anterior)

Este ejemplo ilustra el desempeno de un sistema de recuperacion de hidrocarburos con un proceso TSA de 4 lechos de 12,000 kg/lecho. El sistema contiene la unidad TSA de la tecnica anterior y un separador. El sistema seria el mismo que en la figura 1, en la que la etapa 14 de adsorcion seria dos lechos con 12,000 kg de adsorbente en cada lecho. En lugar de enviar la fase 34 gaseosa del separador 30 a la unidad de PSA, la fase 34 gaseosa se recicla a la carga 11 de alimentacion. Este sistema produce una corriente de producto 15 que tiene una temperatura maxima de 32°C, muy por debajo de una especificacion de tuberia tipica de -2°C. Las corrientes se definen en la Tabla 1 y se asocian con la figura 1, como se modifico anteriormente.

Tabla 1

Ejemplo 2 (tecnica anterior)

Este ejemplo ilustra el rendimiento de un sistema de recuperacion de hidrocarburos con un proceso de 4 lechos de 27,000 kg/lecho, como en el Ejemplo 1. En este ejemplo, se revisa el impacto de aumentar el inventario de adsorbente por lecho en la temperatura maxima de la corriente 15 de producto. Al aumentar la cantidad de adsorbente en cada lecho 14, la temperatura maxima del producto 15 es 21°C. Las corrientes se definen en la Tabla 2.

Tabla 2

Ejemplo 3 (tecnica anterior)

Este ejemplo ilustra el rendimiento de un sistema de recuperacion de hidrocarburos con un proceso de 4 lechos de 35,000 kg/lecho. En este ejemplo, se considera el impacto de aumentar aun mas el inventario de adsorbente por lecho en la temperatura maxima de la corriente 15 de producto. Ahora, la temperatura maxima del flujo 15 es 19.8°C. Consulte la Tabla 3 para los datos de flujo. Efectivamente, todo el gas procesado se utiliza para la regeneracion, compare los flujos de las corrientes 10 y 34.

Tabla 3

Ejemplo 4 (tecnica anterior)

Este ejemplo ilustra el rendimiento de un sistema de recuperacion de hidrocarburos con un proceso de lecho de 39,750 kg/lecho, como en el Ejemplo 1. En este caso, se introduce un reciclaje que toma la cantidad de gas necesaria para la regeneracion mas alla de lo que esta disponible en la alimentacion. Esto se podria hacer con la introduccion de un soplador de alta presion. Sin embargo, no hay ninguna mejora adicional en la especificacion de la temperatura maxima de la corriente 15, ya que en este caso la temperatura maxima todavia esta a 19.8°C. Consulte la Tabla 4 para los datos de la corriente.

Tabla 4

Ejemplo 5 (Invencion)

En este caso, se agrega un PSA a la unidad TSA en un sistema de recuperacion de hidrocarburos con un proceso de 4 lechos de 12,000 kg/lecho como se ilustra en la figura 4. En este caso, la temperatura maxima de los flujos de productos combinados 134 y 160 es de 10°C, aun por debajo de la especificacion de la temperatura maxima de -2°C, pero que ilustra la mejora del proceso de colocacion de un PSA en el flujo de regeneracion de la Unidad TSA. Ver tabla 5.

Ejemplo 6 (Invencion)

En este caso, se agrega una unidad de PSA a la unidad TSA como en el Ejemplo 5, con un proceso de 4 lechos de 21,000 kg como se ilustra en la figura 4. En este caso, la temperatura maxima de las corrientes 134 y 160 combinadas es de -2.3°C, satisfaciendo la especificacion de la temperatura maxima de -2°C e ilustrando la mejora del proceso de colocar un PSA en la corriente de regeneracion de la TSA. Una consideracion importante es tambien la cantidad de liquidos C5+ producidos en este proceso 111.6 # mol/hr se produce vs a 76.7 # mol/hr para el Ejemplo 5. La produccion incremental de C5+ es sustancial y puede usarse para pagar la planta. Normalmente, el condensado C5+ se comercializa con una prima por un barril de petroleo muy por encima de su valor como gas.

Ejemplo 7 (Invencion)

Para una alimentacion como se describe por la corriente 10 en la figura 1, los coeficientes de fugacidad se ilustran a diversas temperaturas para el n-pentano, n-hexano, n-heptano, n-octano en funcion de la temperatura y la presion. La Tabla 7 muestra el coeficiente de fugacidad vs temperatura para varios componentes a dos presiones para la corriente 10 en la figura 1.

Como se puede ver en la Tabla 7 a alta presion y temperaturas elevadas (350°F), los coeficientes de fugacidad aumentan hasta en un orden de magnitud con relacion a 70°F y presion alta. Al contrario, a baja presion, todos los componentes tienen coeficientes de fugacidad a todas las temperaturas que son aproximadamente 1. Dado que la fuerza impulsora para la separacion en un PSA es un cambio en la presion parcial, mas precisamente, la presion x parcial el coeficiente de fugacidad, debe quedar claro que el funcionamiento a mayor temperatura del PSA permitira mayores cambios en la fuerza impulsora al cambiar la presion a traves del ciclo PSA. El mayor cambio en la fuerza de impulsion a lo largo del ciclo de PSA permitira inventarios de adsorbentes mas pequenos y un mejor rendimiento.

Tabla 7

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un proceso para eliminar hidrocarburos pesados de una corriente de gas natural que comprende:

dirigir una corriente de gas natural que contiene agua e hidrocarburos C5+ al lecho adsorbente de una unidad de adsorcion por balanceo termico (TSA), para adsorber al menos una porcion del agua y los hidrocarburos C5+ de dicha corriente de alimentacion de gas natural para producir una primera corriente de gas de producto que tiene un nivel reducido de agua e hidrocarburos C5+ que dicha corriente de alimentacion, regenerando dicho lecho adsorbente calentando para eliminar el agua adsorbida y los hidrocarburos C5+ y formar una segunda corriente de gas que tiene una mayor concentracion de agua e hidrocarburos C5+ que dicha corriente de alimentacion;

enfriar dicha segunda corriente de gas para formar agua liquida e hidrocarburos C5+ liquidos y separar dichos liquidos de dicha segunda corriente de gas para formar una tercera corriente de gas;

dirigir dicha tercera corriente de gas a un lecho adsorbente de una unidad de adsorcion por balanceo de presion (PSA) para adsorber los hidrocarburos C5+ de dicha tercera corriente de gas y producir una segunda corriente de gas de producto de alta presion que tiene una concentracion mas baja de hidrocarburos C5+ que dicha tercera corriente de gas, en donde dicho PSA se adsorbe a una temperatura de al menos 65°C y una presion de al menos 3447 kPa (500 psia);

regenerar dicho lecho adsorbente en dicha unidad de PSA reduciendo la presion y formando una corriente de gas contaminante a baja presion que contiene hidrocarburos C5+.

2. El proceso de la reivindicacion 1, en el que dicha corriente de gas contaminante a baja presion de dicha unidad de PSA se usa como combustible para calentar dicho lecho adsorbente de dicha unidad de TSA; o

en donde dicha segunda corriente de gas de producto de alta presion se recicla a dicho lecho adsorbente de carbono de dicha unidad TSA.

3. El proceso de la reivindicacion 1, en el que dicha corriente contaminante a baja presion se enfria para condensar los liquidos de hidrocarburos C5+ de dicha corriente de gas contaminante a baja presion, separando y recuperando dichos liquidos de dicha corriente de gas contaminante a baja presion para formar una corriente de gas hidrocarbonado ligero.

4. El proceso de la reivindicacion 3, en el que dicha corriente de gas de hidrocarburo ligero se usa como combustible para calentar y regenerar el lecho adsorbente de dicha unidad de TSA; o

en el que dicha corriente de gas de contaminacion a baja presion se presuriza antes de dicho enfriamiento; o en el que dicha corriente de producto a alta presion se recicla al lecho adsorbente de dicha unidad TSA; o en donde dicha corriente de gas de hidrocarburo ligero se enfria para separar y recuperar una corriente de hidrocarburo C5+ liquida de dicha corriente de gas de hidrocarburo ligero.

5. El proceso de la reivindicacion 1, que comprende formar una corriente de gas de presion intermedia a partir de dicha unidad de PSA cocorriente con el flujo de dicha segunda corriente de producto de alta presion, reciclando dicha corriente de presion intermedia al lecho adsorbente de dicha unidad de TSA, y en donde preferiblemente dicha corriente de gas de presion intermedia se mezcla con dicha segunda corriente de gas de producto a alta presion para formar una mezcla reciclable y dirigiendo dicha mezcla a dicho lecho adsorbente de dicha unidad de TSA.

6. El proceso de la reivindicacion 1, en el que una porcion de dicha corriente de alimentacion de gas natural se calienta y se dirige a dicho lecho adsorbente de dicho TSA para regenerar dicho lecho adsorbente, o

en el que dicho lecho adsorbente de dicha unidad de TSA y dicha unidad de PSA se selecciona de silice, gel de silice, alumina, silice alumina, y adsorbentes de zeolita; o

en el que dicha primera corriente de gas de producto, dicha segunda corriente de gas de producto de alta presion o ambas corrientes de gas se envian a una tuberia de gas natural; o

en el que dicho proceso comprende ademas formar una corriente de gas de presion intermedia a partir de dicha unidad de PSA cocorriente con el flujo de dicha segunda corriente de producto de alta presion.

7. El proceso de la reivindicacion 1, en el que dicho PSA se adsorbe a una temperatura de al menos 150°C y una presion de al menos 5516 kPa (800 psia).