MX2011010404A - Sistema criogenico para remocion de gases acidos de una corriente de gas de hidrocarburo y metodo para remover gases acidos. - Google Patents

Sistema criogenico para remocion de gases acidos de una corriente de gas de hidrocarburo y metodo para remover gases acidos.

Info

Publication number
MX2011010404A
MX2011010404A MX2011010404A MX2011010404A MX2011010404A MX 2011010404 A MX2011010404 A MX 2011010404A MX 2011010404 A MX2011010404 A MX 2011010404A MX 2011010404 A MX2011010404 A MX 2011010404A MX 2011010404 A MX2011010404 A MX 2011010404A
Authority
MX
Mexico
Prior art keywords
distillation tower
stream
cryogenic distillation
molecular sieve
carbon dioxide
Prior art date
Application number
MX2011010404A
Other languages
English (en)
Inventor
Paul Scott Northrop
Bruce T Kelley
Charles J Mart
Original Assignee
Exxonmobil Upstream Res Co
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 Exxonmobil Upstream Res Co filed Critical Exxonmobil Upstream Res Co
Publication of MX2011010404A publication Critical patent/MX2011010404A/es

Links

Classifications

    • 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
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/002—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by condensation
    • 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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • 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
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
    • 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
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0266—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of carbon dioxide
    • 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
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/304—Hydrogen sulfide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/50—Carbon oxides
    • B01D2257/504—Carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • 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
    • 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
    • B01D53/0407—Constructional details of adsorbing systems
    • B01D53/0423—Beds in columns
    • 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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/02—Processes or apparatus using separation by rectification in a single pressure main column system
    • 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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/74—Refluxing the column with at least a part of the partially condensed overhead 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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/76—Refluxing the column with condensed overhead gas being cycled in a quasi-closed loop refrigeration cycle
    • 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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/90—Details relating to column internals, e.g. structured packing, gas or liquid distribution
    • 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
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • F25J2205/04—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum in the feed line, i.e. upstream of the fractionation step
    • 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
    • F25J2205/20—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using solidification of components
    • 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
    • F25J2205/40—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using hybrid system, i.e. combining cryogenic and non-cryogenic separation techniques
    • 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
    • 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
    • F25J2205/62—Purifying more than one feed stream in multiple adsorption vessels, e.g. for two feed streams at different pressures
    • 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
    • F25J2205/64—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 by pressure-swing adsorption [PSA] at the hot 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
    • 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
    • F25J2205/66—Regenerating the adsorption vessel, e.g. kind of reactivation 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
    • 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
    • F25J2205/66—Regenerating the adsorption vessel, e.g. kind of reactivation gas
    • F25J2205/68—Cooling the adsorption vessel
    • 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
    • F25J2205/66—Regenerating the adsorption vessel, e.g. kind of reactivation gas
    • F25J2205/70—Heating the adsorption vessel
    • 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
    • F25J2205/66—Regenerating the adsorption vessel, e.g. kind of reactivation gas
    • F25J2205/72—Pressurising or depressurising the adsorption vessel
    • 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
    • F25J2215/00—Processes characterised by the type or other details of the product stream
    • F25J2215/04—Recovery of liquid products
    • 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
    • F25J2220/02—Separating impurities in general from the feed stream
    • 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
    • F25J2220/04—Separating impurities in general from the product stream
    • 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
    • F25J2220/40—Separating high boiling, i.e. less volatile components from air, e.g. CO2, hydrocarbons
    • 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
    • F25J2220/66—Separating acid gases, e.g. CO2, SO2, H2S or RSH
    • 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
    • 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
    • F25J2220/80—Separating impurities from carbon dioxide, e.g. H2O or water-soluble 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
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/80—Separating impurities from carbon dioxide, e.g. H2O or water-soluble contaminants
    • F25J2220/82—Separating low boiling, i.e. more volatile components, e.g. He, H2, CO, Air gases, CH4
    • 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
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/02—Expansion of a process fluid in a work-extracting turbine (i.e. isentropic expansion), e.g. of the feed stream
    • 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
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/30—Dynamic liquid or hydraulic expansion with extraction of work, e.g. single phase or two-phase turbine
    • 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
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/40—Expansion without extracting work, i.e. isenthalpic throttling, e.g. JT valve, regulating valve or venturi, or isentropic nozzle, e.g. Laval
    • 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
    • F25J2250/00—Details related to the use of reboiler-condensers
    • F25J2250/02—Bath type boiler-condenser using thermo-siphon effect, e.g. with natural or forced circulation or pool boiling, i.e. core-in-kettle heat exchanger
    • 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
    • F25J2260/00—Coupling of processes or apparatus to other units; Integrated schemes
    • F25J2260/80—Integration in an installation using carbon dioxide, e.g. for EOR, sequestration, refrigeration etc.
    • 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
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/12—External refrigeration with liquid vaporising loop
    • 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
    • F25J2280/00—Control of the process or apparatus
    • F25J2280/02—Control in general, load changes, different modes ("runs"), measurements
    • 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
    • F25J2280/00—Control of the process or apparatus
    • F25J2280/30—Control of a discontinuous or intermittent ("batch") process
    • 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
    • F25J2280/00—Control of the process or apparatus
    • F25J2280/40—Control of freezing of components
    • 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
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/40—Vertical layout or arrangement of cold equipments within in the cold box, e.g. columns, condensers, heat exchangers etc.
    • 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
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/72—Processing device is used off-shore, e.g. on a platform or floating on a ship or barge
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Separation Of Gases By Adsorption (AREA)

Abstract

Un sistema para remover gases ácidos de una corriente de gas crudo, el sistema incluye una torre de destilación criogénica. La torre recibe y separa la corriente de gas crudo en una corriente de metano de cabeza y una corriente de gas acido licuado de fondo. El equipo de refrigeración corriente abajo de la torre de destilación criogénica enfría la corriente de metano de cabeza y regresa una porción de la corriente de metano de cabeza a la torre de destilación criogénica como reflujo líquido. El sistema también puede incluir un primer lecho de criba molecular corriente arriba de la torre de destilación y un segundo lecho de criba molecular corriente abajo de la torre de destilación. El primer lecho de criba molecular adsorbe agua mientras que el segundo lecho de criba molecular adsorbe gases ácidos adicionales de la corriente de metano de cabeza enfriado.

Description

SISTEMA CRIOGÉNICO PARA REMOCIÓN DE GASES ÁCIDOS DE UNA CORRIENTE DE GAS DE HIDROCARBURO Y MÉTODO PARA REMOVER GASES ÁCIDOS ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Esta sección se propone para introducir varios aspectos de la técnica, que se pueden asociar con modalidades ejemplares de la presente descripción. Esta discusión se cree que ayuda a proporcionar una estructura para facilitar un mejor entendimiento de aspectos particulares de la presente descripción. Por consiguiente, se debe entender que esta sección se debe leer en este sentido, y no necesariamente como admisiones de la técnica previa.
Campo de la Invención La presente invención se relaciona al campo de separación de fluidos. Más específicamente, la presente invención se relaciona a la separación de dióxido de carbono y otros gases ácidos de una corriente de fluido de hidrocarburo .
Discusión de la Tecnología La producción de hidrocarburos de un depósito lleva con ella algunas veces la producción incidental de gases no de hidrocarburos. Tales gases incluyen contaminantes tales como sulfuro de hidrógeno (H2S) y dióxido de carbono (C02) . Cuando se producen H2S y C02 como parte de una corriente de gas de hidrocarburos (tales como metano o etano) , la corriente de gas es referida algunas veces como "gas : amargo" .
El gas amargo se trata usualmente para remover el CO2, H2S, y otros contaminantes antes de que se envíe corriente abajo para procesamiento adicional o venta. El proceso de separación crea un problema en cuanto a la eliminación de los contaminantes separados. En algunos casos, el gas ácido concentrado (que consiste principalmente de H2S y C02) se envía a una unidad de recuperación de azufre ("SRU") . La SRU convierte el H2S en azufre elemental benigno. Sin embargo, en algunas áreas (tal como la región' del Mar Caspio) , la producción de azufre elemental adicional es indeseable debido a que existe un mercado limitado. En consecuencia, millones de toneladas de azufre | se han almacenado en grandes bloques sobre el suelo en algunas áreas del mundo, más notablemente en Canadá y Kazakstán.
Mientras que el azufre se almacena sobre la tierra, el gas de dióxido de carbono se ventila a menudo a la atmósfera. Sin embargo, la práctica de ventilar el CO2 es algunas veces indeseable. Una propuesta para minimizar las emisiones de C02 es un proceso llamado inyección de gas ácido ("AGI"). AGI significa que los gases amargos no deseados se vuelven a inyectar en una formación subterránea bajo presión y se secuestran para uso posterior potencial. Alternativamente, los gases amargos se usan para crear una presión de depósito artificial para operaciones mejoradas de recuperación de aceite.
Para AGI, es necesario tener una instalación de procesamiento de gas que separe los componentes de gas ácido de los gases de hidrocarburos. Sin embargo, para corrientes "altamente amargas", es decir, las corrientes de producción que contienen mayor que aproximadamente 15% de CQ2 y H2S, puede ser particularmente un reto diseñar, construir, y operar una instalación que pueda separar económicamente contaminantes de los hidrocarburos deseados. Muchos depósitos de gas natural contienen porcentajes relativamente i bajos de hidrocarburos (menor que 40%, por ejemplo) y altos porcentajes de gas ácidos, principalmente dióxido de carbono, pero también sulfuro de hidrógeno, sulfuro de arbonilo, disulfuro de carbono y varios mercaptanos. En estos casos, el procesamiento de gas criogénico se puede emplear benéficamente.
El procesamiento de gas criogénico es un proceso de destilación usado algunas veces para separación de gas. La separación de gas criogénico genera una corriente de gas enfriado y licuado a presiones moderadas (por ejemplo, 350-600 libras por pulgada cuadrada de presión de manómetro (psig) ) . En el caso de la destilación criogénica de gas amargo, el gas ácido licuado es generado como un producto "de fondo". Puesto que el gas ácido licuado tiene una densidad relativamente alta, la cabeza hidrostática se puede usar benéficamente en un pozo AGI para ayudar en el proceso de inyección. Esto significa que la energía requerida para bombear el gas ácido licuado en la formación es menor que la energía requerida para comprimir los gases ácidos de baja presión a la presión del depósito. De esta manera, el procesamiento de gas criogénico es particularmente adecuado para AGI.
También existen retos con respecto a la destilación criogénica de gases amargos. Cuando el C02 está presente en concentraciones mayores que aproximadamente 5 por ciento en mol en el gas que se procesa, se congelará como un sólido en una unidad de destilación criogénica estándar. La ¡formación de C02 como un sólido interrumpe el proceso de destilación criogénica. Para evitar este problema, el cesionario ha diseñado previamente varios procesos "Controlled Freeze ZoneMR" (CFZMR) . El proceso CFZMR toma ventaja de la propensión del dióxido de carbono para formar partículas sólidas al permitir que las partículas C02 congeladas se formen dentro de una porción abierta de la torre de destilación, y luego al capturar las partículas sobre una charola de fusión. Como resultado, una corriente de metano limpio (junto con cualquier nitrógeno o helio presente en el gas crudo) se genera en la parte superior de la torre, mientras que una corriente de C02/H2S líquido se genera en el fondo de la torre.
Ciertos aspectos del proceso CFZMR y equipo asociado se describen en la patente norteamericana No. 4,533,372; Patente norteamericana No. 4,923,493; Patente norteamericana No. 5,062,270; Patente norteamericana No. 5,120,338; y Patente norteamericana No. 6,053,007.
Como se describe en general en las patentes norteamericanas anteriores, la torre de destilación, o columna, usada para el procesamiento de gas criogénico incluye una zona de destilación inferior y una zona de congelación controlada intermedia. Preferiblemente, también se incluye una zona de rectificación superior. La columna funciona para crear partículas de CO2 sólidas al proporcionar una porción de la columna que tiene un intervalo de temperatura abajo del punto de congelación de dióxido de carbono, pero arriba de la temperatura de ebullición del metano en esa presión. Más preferiblemente, la zona de congelación controlada se opera en una temperatura y presión que permite que el metano y otros gases y de hidrocarburos ligeros se vaporicen, mientras que causa que el CO2 forme partículas congeladas (sólidas) .
Conforme la corriente de alimentación de gas se mueve hacia arria de la columna, las partículas de C02 congeladas se escapan de la corriente de alimentación y descienden gravitacionalmente de la zona de congelación controlada sobre una charola de fusión. Ahí, las partículas se licúan. Una corriente liquida rica en dióxido de carbono después fluye desde la charola de fusión hacia abajo, hasta la zona de destilación inferior en el fondo de la columna. La zona de destilación inferior es mantenida a una temperatura y presión en la cual no se forman sustancialmente sólidos de dióxido de carbono, pero el metano disuelto hierve. En un aspecto, la corriente de gas ácido de fondo es creada de -1° a 4°C (30° a 40°F) .
La zona de congelación controlada incluye un rocío líquido frío. Esto es una corriente líquida enriquecida con metano conocida como "reflujo". Conforme la corriente de vapor de los gases de hidrocarburos ligeros y los gases amargos arrastrados se mueve hacia la columna, la corriente de vapor encuentra el rocío líquido. EL rocío líquido frío ayuda en el rompimiento de las partículas de C02 mientras que permite que el gas metano se evapore y fluya hacia arriba en la columna.
En la zona de rectificación superior, el metano (o gas de cabeza) se captura y se entuba para venta o se hace disponible para combustible. En un aspecto, la corriente de metano de cabeza se libera a aproximadamente -90°C (-130°F) . El gas de cabeza se puede licuar parcialmente por enfriamiento adicional, y el líquido se regresa a la columna como "reflujo". El líquido de reflujo se inyecta como el rocío frío en la sección de rocío de la zona de congelación controlada .
El metano producido en la zona de destilación superior cumple la mayoría de especificaciones para el suministro en tubería. Por ejemplo, el metano puede cumplir una especificación de CO2 de tubería de menor que 2 por ciento en mol, así como también una especificación de H2S de 4 ppm, si se genera suficiente reflujo. Sin embargo, existen más especificaciones de CO2 rigurosas para gas natural para aplicaciones tales como recuperación de de helio, recuperación de líquidos de gas natural criogénico, conversión a gas natural líquido (LNG) , y rechazo de nitrógeno .
Las especificaciones de CO2 más rigurosas se pueden cumplir al incrementar la cantidad de reflujo de metano líquido. Esto, a su vez, más y/o equipo de refrigeración más grande. En este aspecto, el proceso para generar metano líquido frío para la sección de rocío requiere equipo auxiliar a la torre CFZ. Este equipo incluye tubos, boquillas, compresores, separadores, bombas y válvulas de expansión. Mientras que el operador desea más vigorosamente remover C02, mayores son los requerimientos de refrigeración.
Existe una necesidad de reducir los requerimientos de refrigeración del proceso CFZ mientras que al mismo tiempo la reducción del contenido de C02 descienda a niveles muy bajos. También existe una necesidad por un sistema de separación de gas criogénico y procesos acompañantes que se aumentan por otras técnicas de remoción de C02. Además, existe una necesidad por un proceso de separación de gas criogénico que es capaz de reducir el contenido de C02 y H2S del gas a niveles aceptables para procesos de licuación corriente abajo sin el incremento de la capacidad de equipo de refrigeración.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Se proporciona un sistema para la remoción de gases ácidos de una corriente de gas crudo. En una modalidad, el sistema incluye una torre de destilación criogénica. La torre de destilación puede tener una zona de destilación inferior y una zona de congelación controlada intermedia. La zona de congelación controlada intermedia, o sección de rocip, reside un roció liquido frió comprendido principalmente de metano. El rocío frío es un reflujo líquido generado de un bucle de cabeza corriente abajo de la torre de destilación.
La torre de destilación opera para remover los gases ácidos. En este aspecto, la torre de destilación recibe y luego separa la corriente de gas crudo en una corriente de metano de cabeza y una corriente de gas ácido de fondo. El sistema también incluye el equipo de refrigeración. Algo del equipo de refrigeración se puede usar para pre-enfri r el gas de alimentación, mientras que el resto del equipo de refrigeración reside corriente abajo de la torre de destilación criogénica para enfriar la corriente de metano de cabeza. Una porción de la corriente de metano de cabeza se regresa a la torre de destilación criogénica como el reflujo liquido .
La torre de destilación también incluye un lecho adsorbente sólido corriente abajo de la torre de destilación criogénica. El lecho adsorbente sólido funciona para adsorber por lo menos algunos gases ácidos restantes de la corriente de metano de cabeza enfriada.
En el presente sistema, el equipo de refrigeración está diseñado para generar reflujo liquido en una cantidad suficiente para remover gases ácidos de la corriente de gas crudo dentro de la torre de destilación criogénica hacia abajo en una primera composición seleccionada. Esto significa que algún porcentaje o cantidad de la composición de gas ácido se libera intencionalmente dentro de la corriente de metano de cabeza. La corriente de metano de cabeza se suministra el lecho adsorbente sólido corriente abajo de la torre de destilación criogénica para remover los gases ácidos restantes a una segunda composición inferior. De esta manera, el lecho adsorbente sólido corriente abajo de la torre de destilación criogénica proporciona el pos-refinado de la corriente de metano. Este permite adicionalmente una reducción en el equipo de refrigeración o capacidad que de otra manera podrían ser dedicados para la generación de reflujo líquido.
En un aspecto, los gases ácidos comprenden dióxido de carbono. La cantidad del reflujo líquido generado es suficiente para remover dióxido de carbono de la corriente de gas crudo hasta una primera composición de aproximadamente 1 a 4 por ciento en mol. Al mismo tiempo, el lecho adsorbente sólido corriente abajo de la torre de destilación criogénica remueve el dióxido de carbono adicional de la corriente de metano de cabeza hasta una segunda composición. Por ejemplo, la segunda composición puede ser de aproximadamente 0.2 a 3.0 por ciento en mol.
En otro aspecto, la cantidad del reflujo líquido generado es suficiente para remover el dióxido de carbono de la corriente de gas crudo hasta una primera composición que cumple las especificaciones de tubería. Al mismo tiempo, el hecho adsorbente sólido corriente abajo de la torre de destilación criogénica remueve dióxido de carbono desde la corriente de metano de cabeza hasta una segunda composición que cumple las especificaciones de LNG. Por ejemplo, el lecho adsorbente sólido corriente abajo de la torre de destilación criogénica puede remover dióxido de carbono de la corriente de metano de cabeza hasta una composición menor que aproximadamente 100 partes por millón ("ppm") o, más preferiblemente, hasta una composición menor que aproximadamente 50 ppm.
En todavía otro aspecto, los gases ácidos comprenden además sulfuro de hidrógeno. En este caso, el hecho adsorbente sólido corriente abajo de la torres de destilación criogénica puede remover sulfuro de hidrógeno desde la corriente de metano de la cabeza hasta una composición menor que aproximadamente 10 ppm o, más preferiblemente, hasta una composición menor que aproximadamente 4 ppm.
En un arreglo, por lo menos un hecho adsorbente sólido corriente abajo de la torre de destilación criogénica es configurado para reemplazar por lo menos un lecho adsorbente sólido corriente arriba de la torre de destilación criogénica en un ciclo de regeneración.
También se proporciona en la presente un método para remover gases ácidos de una corriente de gas crudo. En un aspecto el método incluye proporcionar una torre de destilación criogénica. A torre tiene una zona de destilación inferior y una zona de congelación controlada intermedia que recibe un rocío líquido frío comprendido principalmente de metano. El metano también incluye la recepción de la corriente de gas crudo en la torre de destilación criogénica.
Después de recibir la corriente gas crudo, el método incluye separar la corriente de gas crudo en la torre de destilación criogénica en una . corriente de metano de cabeza y una corriente de gas ácido de fondo. El método luego incluye hacer pasar la corriente de metano de cabeza a través de un sistema de refrigeración corriente abajo de la torre de destilación criogénica. El sistema de refrigeración enfria la corriente de metano de cabeza.
El método incluye además regresar a una primera composición de la corriente de metano de cabeza enfriada a la torre de destilación criogénica como reflujo liquido. El reflujo liquido sirve como el rocío líquido frío dentro de la torre. El método también incluye hacer pasar una segunda porción de la corriente de metano de cabeza enfriada1 a través de un lecho adsorbente sólido corriente abajo de la torre de destilación criogénica. Esto sirve para remover los gases ácidos adicionales y para genera una corriente', de gas refinada. Preferiblemente, el lecho adsorbente sólido es un lecho de criba molecular.
El método también incluye diseñar el sistema de refrigeración para producir reflujo líquido en una , cantidad suficiente para remover los gases ácidos de la corriente de gas crudo dentro de la torre de destilación criogénica hasta una primera composición seleccionada, y suministrar la corriente de metano de cabeza al lecho adsorbente sólido corriente abajo de la torre de destilación criogénica para remover los gases ácidos adicionales hasta una1 segunda composición inferior.
En un aspecto, los gases ácidos comprenden dióxido de carbono. En este caso, la cantidad de reflujo liquido generado es suficiente para remover el dióxido de carbono de la corriente de gas crudo hasta una primera composición de aproximadamente 1 a 4 por ciento en mol. Además, el hecho adsorbente sólido corriente abajo de la torre de destilación criogénica remueve el dióxido de carbono adicional de la corriente de metano de cabeza hasta una segunda composición de aproximadamente 0.2 a 3.0 por ciento en mol.
En un arreglo, la cantidad de reflujo liquido generado es suficiente para remover el dióxido de carbono de la corriente de gas crudo hasta una primera composición que cumple con las especificaciones de tubería. Por ejemplo, las especificaciones de tubería pueden requerir un contenido de dióxido de carbono que es menor que aproximadamente 3.0 por ciento en mol. El lecho adsorbente sólido corriente abajo de la torre de destilación criogénica luego remueve el dióxido de carbono de la corriente de metano de cabeza hasta una segunda composición que cumple las especificaciones LNG. Por ejemplo, las especificaciones LNG pueden requerir un contenido de dióxido de carbono que es menor que aproximadamente 100 ppm o aun aproximadamente 50 ppm.
En otra modalidad del método, los gases ácidos comprenden además sulfuro de hidrógeno. En este caso, el lecho adsorbente sólido corriente abajo de la torre de destilación criogénica puede remover sulfuro de hidrógeno de la corriente de metano de cabeza hasta una composición menor que aproximadamente 10 ppm. Preferiblemente, el lecho adsorbente sólido corriente abajo de la torre de destilación criogénica es un lecho de criba molecular, y el lecho de criba molecular remueve sulfuro de hidrógeno de la corriente de metano de cabeza hasta una composición menor que aproximadamente 4 ppm.
En un aspecto, el método incluye además la: etapa de por lo menos deshidratar parcialmente la corriente de gas crudo al hacer pasar la corriente de gas crudo a través de un lecho adsorbente sólido corriente arriba de la torre de destilación criogénica. Preferiblemente, el lecho adsorbente sólido corriente arriba de la torre de destilación criogénica •también es un lecho de criba molecular. El método luego puede incluir además reemplazar el lecho de criba molecular corriente arriba de la torre de destilación criogénica cuando el lecho de criba molecular corriente arriba de la torre de destilación criogénica se satura sustancialmente con agua. Cuando el lecho de criba molecular corriente arriba de la torre de destilación criogénica se satura sustancialmente con agua, el lecho de criba molecular corriente arriba de la torre de destilación criogénica se reemplaza con un lecho de criba molecular que se usó previamente para adsorber dióxido de carbono corriente abajo de la torre de destilación criogénica.
El método puede incluir además regenerar el lecho de criba molecular corriente arriba de la torre de destilación criogénica después de que el lecho de criba molecular corriente arriba de la torre de destilación criogénica se sature sustancialmente con agua. La regeneración del lecho de criba molecular corriente arriba de la torre de destilación criogénica puede implicar ya sea la adsorción oscilante térmica o adsorción oscilante con presión. Cuando el lecho de criba molecular corriente abajo de ' la torre de destilación criogénica se satura sustancialmente con dióxido de carbono, el lecho de criba molecular se puede reemplazar con un lecho regenerado previamente en servicio para la deshidratación corriente arriba de la torre de destilación criogénica.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS De modo que la forma en la cual las presentes invenciones se puedan entender mejor, ciertas ilustraciones, gráficas y/o gráficas de flujo se adjuntan a la misma. Se va a observar, sin embargo, que los dibujos ilustran solamente modalidades seleccionadas de las invenciones y por lo tanto no se van a considerar limitantes del alcance, pero las invenciones pueden admitir otras modalidades y aplicaciones igualmente efectivas.
La Figura 1 es una vista lateral de una torre de destilación CFZ, en una modalidad. Una corriente de gas crudo inicial está siendo inyectada en la zona de congelación congelada intermedia de la torre.
La Figura 2A es una vista en planta de una charola de fusión, en una modalidad. La charola de fusión reside dentro de la torre abajo de la zona de congelación controlada .
La Figura 2B es una vista de sección transversal de la charola de fusión de la Figura 2A, tomada a través de la linea 2B-2B.
La Figura 2C es una vista de sección transversal de la charola de fusión de la Figura 2A, tomada a través de la linea 2C-2C.
La Figura 3 es una vista lateral agrandada de charolas de depuración en la sección de destilación inferior de la torre de destilación, en una modalidad.
La Figura 4A es una vista en perspectiva de una charola de chorro como se puede usar en ya sea la sección de destilación inferior o en la sección de rectificación superior de la toree de destilación, en una modalidad.
La Figura 4B es una vista lateral de uno de los orificios en la charola de chorro de la Figura 4A.
La Figura 5 es una vista lateral de la zona de congelación controlada intermedia de la torre de destilación de la torre de destilación de la Figura 1. En esta vista, se han adicionado deflectores ilustrativos a la zona de congelación controlada intermedia.
La Figura 6 es un diagrama esguemático gue muestra una instalación de procesamiento de gas para la remoción de gases ácidos de una corriente de gas de acuerdó con la presente invención, en una modalidad.
Las Figuras 7A, 7B y 7C juntas presentan una gráfica de flujo para un método para remover gases ácidos de una corriente de gas de acuerdo con la presente invención, en una modalidad.
La Figura 8A es un diagrama esguemático de un sistema de control que usa control de alimentación anticipada. El sistema de control ilustrativo se ¡usa para controlar tiempos de ciclo para un lecho adsorbente sólido corriente de sistema de procesamiento de gas criogénico.
La Figura 8B proporciona un diagrama esquemático de un sistema de control que usa un control de alimentación directo. El sistema de control ilustrativo se usa para controlar tiempos de ciclo para un lecho adsorbente sólido corriente arriba de un sistema de procesamiento de gas criogénico.
DESCRIPCIÓN DETALLADA DE CIERTAS MODALIDADES Definiciones Como se usa en la presente, el término "hidrocarburo" se refiere a un compuesto orgánico qué incluye principalmente, si no es que exclusivamente, los élementos hidrógeno y carbono. Los hidrocarburos se encuentran en general en dos clases: alifáticos, o hidrocarburos de cadena recta, y cíclicos, o hidrocarburos de anillo cerrado, incluyendo terpenos cíclicos. Ejemplos de materiales que contienen hidrocarburos incluyen cualquier forma de gas natural, aceite, carbón mineral y bitumen que se pueden usar como un combustible o se pueden mejorar en un combustible.
Como se usa en la presente, el término "fluidos de hidrocarburos" se refiere a un hidrocarburo o mezclas de hidrocarburos que son gases o líquidos. Por ejertiplo, los fluidos de hidrocarburos pueden incluir un hidrocarburo o mezclas de hidrocarburos que son gases o líquidos en condiciones de formación, en condiciones de procesamiento o en condiciones ambientales (15°C y 1 atm de presión) . Los fluidos de hidrocarburos pueden incluir, por ejemplo;, aceite, gas natural, metano del lecho del carbón mineral, aceite de esquisto, aceite de pirólisis, gas de pirólisis, un producto de pirólisis de carbón mineral, y otros hidrocarburos que están en un estado gaseoso líquido.
El término "dispositivo de transferencias de masas" se refiere a cualquier objeto que reciba fluidos que se ponen en contacto, y pasan esos fluidos a esos objetos, tal como a través de flujo gravitacional . Un ejemplo no limitante es una charola para depurar ciertos fluidos. Un empaquetamiento de rejilla es otro ejemplo.
Como se usa en la presente, el término "fluido" se refiere a gases, líquidos, y combinaciones de gases y líquidos, así como también a combinaciones de gases y sólidos, y combinaciones de .líquidos y sólidos.
Como se usa en la presente, el término "hidrocarburos condensables" significan aquellos hidrocarburos que se condensan aproximadamente 15°C y a una atmósfera de presión absoluta. Los hidrocarburos condensables pueden incluir, por ejemplo, una mezcla de hidrocarburos que tienen números de carbonos mayores que 4.
Como se usa en la presente, el término "sistema de refrigeración de bucles cerrados" significa cualquier sistema de refrigeración en donde un fluido de trabajo externo tal como propano o etileno se usa como un refrigerante para enfriar una corriente de metano de cabeza. Esto es en contraste con un "sistema de refrigeración de bucle1 abierto" en donde una porción de la misma corriente de metano de cabeza se usa como el fluido de trabajo.
Como se usa en la presente, el término "subterráneo" se refiere a los estratos geológicos que ocurren debajo de la superficie de la tierra.
Descripción de Modalidades Especificas La Figura 1 presenta una vista esquemática de una torre de destilación criogénica 100 como se puede usar en relación con las presentes invenciones, en una modalidad. La torre de destilación criogénica 100 se puede referir intercambiablemente en la presente como una "torre de destilación criogénica", una "columna", una "columna CFZ", o una "torre de separación".
La torre de destilación criogénica 100 de la Figura 1 recibe una corriente de fluido inicial 10. La corriente de fluido 10 está comprendida principalmente de gases de producción. Típicamente, la corriente de fluido representa una corriente de gas seco de una boca de pozo (no mostrada), y contiene aproximadamente 65% a aproximadamente 95% de metano. Sin embargo, la corriente de fluido 10 puede contener un porcentaje inferior de metano, tal como aproximadamente de 30% a 65%, o aun de 20% a 30%.
El metano puede estar presente junto con elementos traza de otros gases de hidrocarburos ligeros tales como etano. Además, las cantidades traza de helio y nitrógeno pueden estar presentes. En la presente solicitud, la corriente de fluido 10 también incluirá ciertos contaminantes. Estos son gases ácidos tales como CO2 y H2S.
La corriente de fluido inicial 10 puede ser una presión de co-producción de aproximadamente 600 libras por pulgada cuadrada (psi) . En algunos casos, la presión de la corriente de fluido inicial 10 puede ser hasta de aproximadamente 750 psi o aun 1,000 psi.
La corriente de fluido 10 se enfría típicamente antes de entrar a la torre de destilación 100. Un intercambiador de calor 150, tal como un intercambiador de cubierta y tubo, se proporciona para la corriente de fluido inicial 10. Una unidad de refrigeración (no mostrada) proporciona fluido de enfriamiento (tal como propano liquido) al intercambiador de calor 150 para llevar la temperatura de la corriente de fluido inicial 10 a bajo de aproximadamente --30° a -40°C (-30°F a -40°F) . La corriente de fluido enfriado luego se puede mover a través de un dispositivo de expansión i 152. El dispositivo de expansión 152 puede ser por: ejemplo, una válvula Joule-Thompson ("J-T") .
El dispositivo de expansión 152 sirve como un expansor para obtener enfriamiento adicional de la corriente de fluido 10. Preferiblemente, también se crea una licuefacción parcial de la corriente de fluido 10. Una válvula Joule-Thompson (o "J-T") se prefiere para las corrientes de alimentación de gas que son propensa a formar sólidos. El dispositivo de expansión 152 se monta preferiblemente cerca de la torre de destilación criogénica 100 para minimizar la pérdida de calor en la tubería de alimentación .
Como una alternativa a una válvula J-T, el dispositivo de expansor 152 puede ser un turbo-expansor. Un turbo-expansor proporciona mayor enfriamiento y crea una fuente de trabajo de árbol para procesos similares a la unidad de refrigeración mencionados en lo anterior. La unidad de refrigeración es parte del intercambiador de calor 150. De esta manera, el operador puede minimizar los requerimientos totales de energía para el proceso de destilación sin embargo, el turbo-expansor no puede manejar las partículas congeladas así como también la válvula J-T.
En cualquier caso, el intercambiador de calor 150 y el dispositivo de expansión 152 convierten el gas crudo en la corriente de fluido inicial 10 en una corriente de fluido enfriado 12. Preferiblemente, la temperatura de la corriente de fluido enfriado 12 es de aproximadamente -40° a -57°C (-40° a es de aproximadamente -40° a -57°C (-40° a 70°C) . En un aspecto, la torre de destilación criogénica 100 se opera a una presión de aproximadamente 550 psi, y la corriente de fluido enfriado 12 es aproximadamente -52°C (62°F) . En estas condiciones, la corriente de fluido enfriado 12 está en una fase sustancialmente líquida, aunque alguna fase de : vapor se puede arrastrar inevitablemente en la corriente de fluido enfriado 12. Más probablemente, no ha surgido una formación de sólidos de la presencia de C02.
La torre de destilación criogénica 100 se divide en tres secciones primarias. Estas son una zona de destilación inferior, o "sección de depuración" 106, una zona de configuración controlada intermedia, o "sección de rocío" 108, y una sección de destilación superior, o "sección de rectificación" 110. En el arreglo de la torre de la Figura 1, la corriente de fluido enfriado 12 se introduce en la torre de destilación 100 y la sección de roció 108. Sin embargo, la corriente de fluido enfriado 12 se puede introducir alternativamente cerca de la parte superior de la sección de depuración 106.
Se observa en el arreglo de la Figura 1 que la sección de depuración 106, la sección de roció intermedia 108, la sección de rectificación 110, y todos los componentes se alojan dentro de un solo recipiente 100. Sin embargo, para aplicaciones de altamar en los cuales la altura de la torre 100 y las consideraciones de movimiento pueden necesitar ser consideradas, o para ubicaciones remotas en las cuales las limitaciones de transportación son un problema, la torre 110 se puede dividir opcionalmente en dos recipientes dé presión separados (no mostrados) . Por ejemplo, la sección de depuración 106 y la sección de roció 108 se pueden localizar en un recipiente, mientras que la sección de rectificación 108 está en otra sección. La tubería extrema luego se usaría para interconectar los dos recipientes.
En cualquier modalidad, la temperatura de la sección de depuración 106 es mayor que la temperatura de alimentación de la corriente de fluido enfriado; 12. La temperatura de la sección de depuración 106 está diseñada para estar muy por encima del punto de ebullición del metano en la corriente de fluido enfriado 12 en la presión de operación de la columna 100. De esta manera, el metano se depura preferentemente del hidrocarburo más pesado y los componentes de gas ácido líquido. Por su puesto, aquellas personas de experiencia ordinaria en la técnica entenderán que el líquido dentro de la torre de destilación 100 es una mezcla, lo que significa que el líquido "hervirá" a alguna temperatura intermedia entre el metano puro y el C02. Además, en caso de que existan hidrocarburos más pesados presentes en la mezcla, esto incrementará la temperatura de ebullición de la mezcla. Estos factores son consideraciones de diseño para las temperaturas de operación dentro de la torre de destilación 100.
En la sección de depuración 106, el C02 y cualquier otro fluido de fase líquida desciende gravitacionalmente hacia el fondo de la torre de destilación criogénica 100. Al mismo tiempo, el metano y otros fluidos de fase de vapor se rompen y se elevan hacia arriba a la parte superior de la torre 100. Esta separación se logra principalmente a través de la diferencial de densidad entre las fases de las fases gaseosas y líquidas. Sin embargo, el proceso de separación se ayuda opcionalmente por componentes internos dentro de la torre de destilación 100. Como se describe posteriormente, estos incluyen una charola de fusión 130, una pluralidad de dispositivos de transferencia de masas ventajosamente configurados 126, y una linea calentadora opcional 25. Los rehervidores laterales (no mostrados) se pueden adicionar del mismo modo a la sección de depuración 106 para facilitar la remoción de C02 y la transferencia de calor.
Con referencia nuevamente a la Figura 1, la corriente de fluido enfriado 12 se puede introducir en la columna 100 cerca de la parte superior de la sección de depuración 106. Alternativamente, puede ser deseable introducir la corriente de alimentación 12 en la sección de rocío intermedia 108 arriba de la charola de fusión 130. El punto de inyección de la corriente de fluido enfriado 12 es un problema de diseño indicado por la composición de la corriente de fluido inicial 10.
Donde la temperatura de la corriente de fluido 10 es suficientemente alta (tal como mayor que -70°C) tal que los sólidos no se esperan, puede ser preferible inyectar la corriente de fluido enfriado 12 directamente en la sección de depuración 106 a través de un dispositivo de tipo de caja de secado instantáneo de dos fases (o distribuidor de vapor) 124 en la columna 100. El uso de una caja de secado instantáneo 124 sirve para separar la mezcla de vapor-líquido de dos fases en la corriente de fluido enfriado 12. La caja de secado instantáneo 124 se puede ranurar tal que el fluido de dos fases impacta contra los deflectores en la caja de secado instantáneo 124.
Si los sólidos se anticipan debido a una baja temperatura de entrada, la corriente de fluido enfriado 12 puede necesitar ser separado parcialmente en un recipiente 173 antes de la alimentación a la columna 100 como se describe en lo anterior. En este caso, la corriente de alimentación enfriada 12 se puede separar en un recipiente de dos fases 173 para minimizar la posibilidad de que los sólidos taponen la linea de entrada y los componentes internos de la columna 100. El vapor de gas sale del recipiente de dos fases 173 a través de una linea de entrada del recipiente 11, donde entra a la columna 100 a través de un distribuidor de entrada 121. El gas luego viaja hacia arriba a través de la columna 100. Una suspensión de liquido/sólido 13 se descarga del recipiente de dos fases 173. La suspensión de liquido/sólido se dirige en la columna 100 a través del distribuidor de vapor 124 y a la charola de fusión 130. La suspensión de liquido/sólido 13 se puede alimentar a la columna 100 por gravedad o por una bomba 175.
En cualquier arreglo, es decir con o sin el recipiente de dos fases 173, la corriente de fluido enfriado 12 (u 11) entra a la columna 100. El componente líquido sale de la caja de secado instantáneo 124 y viaja hacia abajo a una recolección de las charolas de depuración 126 dentro de la sección de depuración 106. Las charolas de depuración 126 incluyen una serie de tubbs de descenso 129 y vertederos 128.
Estos se describen más completamente a continuación en relación con la Figura 3. Las charolas de depuración 126, en combinación con la temperatura más caliente en la sección de depuración 106, causan que el metano y otros gases ligeros salen de la solución. El vapor resultante lleva el metano y los gases ligeros junto con las moléculas de dióxido de carbono que han hervido.
El vapor continúa adicionalmente hacia arriba a través de los tubos de subida 131 de la charola de fusión 130 y dentro de la zona de congelación 108. Los tubos de subida de la charola de fusión 131 actúan como un distribuidor de vapor para la distribución uniforme a través de la zona de congelación 108. El vapor luego hará contacto con el liquido frío de los múltiples de rocío 120 para "enfriar" el C02. Establecido de otra forma, el C02 se congelará y luego la "nieve" se regresará a la charola de fusión 130. El sólido C02 luego se fusiona y fluye gravitacionalmente en forma líquida hacia abajo de la charola 130 y a través de la sección de depuración 106 abajo.
Como se discutirá más completamente a continuación, la sección de rocío 108 es una zona de congelación intermedia de la torre de destilación criogénica 100. Con la configuración alterna en la cual la corriente dé fluido enfriado 12 se separa en el recipiente 173 antes de entrar a la torre 100, la suspensión de líquido/sólido separa 13 se introduce en la torre 100 en la charola de fusión 130. De esta manera, una mezcla de liquido-sólido de gas amargo y componente de hidrocarburos más pesados fluirán del distribuidor 121, con sólidos y líquidos que caen hacia abajo sobre la charola de fusión 130.
La charola de fusión 130 está configurada para recibir gravitacionalmente materiales líquidos y ' sólidos, principalmente C02 y H2S, de la sección de roció intermedia 108. La charola de fusión 130 sirve para calentar los materiales líquidos y sólidos y dirigirlos hacia1 abajo a través de la sección de depuración 106 en forma líquida para purificación adicional. La charola de fusión 130 recolecta y caliente la mezcla de sólido-líquido de la sección de rocío intermedia 108 en una acumulación de líquido. La charola de fusión 130 está diseñadas para liberar el flujo de vapor de regreso a la sección de rocío intermedia 108, para proporcionar una transferencia de calor adecuada para fundir el C02 sólido, y para facilitar el drenaje de líquido/suspensión a la sección de destilación o depuración inferior 106 de la columna 100 abajo de la charola de fusión 130.
La Figura 2A proporciona una vista en planta de la charola de fusión 130, en una modalidad. La Figura 2B proporciona una vista de sección transversal de la charola de fusión 130, tomada a través de la línea B-B de la Figura 2A.
La Figura 2C muestra una vista de sección de la charola de fusión 130, tomada a través de la linea C-C. La charola de fusión 130 se describirá con referencia a estos tres dibujos colectivamente .
Primero, la charola de fusión 130 incluye una base 134. La base 134 puede ser un cuerpo sustancialmente plano. Sin embargo, en la modalidad preferida mostrada en las Figuras 2 A, 2B y 2C, la base 134 emplea un perfil sustancialmente no plano. La configuración no plana proporciona un área superficial incrementada para hacer contacto con líquidos y sólidos que se colocan sobre la charola de- fusión 130 de la sección de rocío intermedia 108. Esto sirve para incrementar la transferencia de calor de los vapores que pasan de la sección de depuración 106 de la columna 100 a los líquidos y de descongelar los sólidos. En un aspecto, la base 134 está corrugada. En otro aspecto, la base 134 es sustancialmente sinusoidal. Este aspecto del diseño de la charola se muestra en la Figura 2B. Se entiende que otras geometrías no planas se pueden usar alternativamente para incrementar el área de transferencia de calor de la charola de fusión 130.
La base de la charola de fusión 134 está preferiblemente inclinada. La inclinación se muestra en la vista lateral de la Figura 2C. Aunque la mayoría de sólidos no se debe fusionar, la inclinación sirve para asegurar que ningún sólido no fusionado en la mezcla liquida se drene de la charola de fusión 130 y dentro de la sección de depuración 106 que está abajo.
En la vista de la Figura 2C, un colector o "tubo de descenso" 138 se observa central a la charola de fusión 130. La base de la charola de fusión 134 se inclina hacia dentro hacia el tubo de descenso 138 para suministrar la mezcla de sólido-liquido. La base 134 se puede inclinar de cualquiera manera para facilitar el retiro del liquido gravitacional .
Como se describe en la patente norteamericana No. 4,533,372, la charola de fusión se refirió como una "charola de chimenea". Esto fue debido a la presencia de una sola chimenea de ventilación. La chimenea proporcionó una abertura a través de la cual los vapores pueden moverse hacia arriba a través de la charola de chimenea. Sin embargo, la presencia de una sola chimenea propuso que todos los gases que se mueven hacia arriba a través de la charola de chimenea tenian que ingresar a través de una sola abertura. Por otra parte, en la charola de fusión 130 de las Figuras 2A, 2B y 2C, se proporciona una pluralidad de chimeneas 131 (o "tubos de subida") . El uso de múltiples chimeneas 131 proporciona una distribución de vapor mejorada. Esto contribuye a una mejor transferencia de calor/masa en la sección de rocío intermedia 108.
Las chimeneas 131 pueden ser de cualquier perfil.
Por ejemplo, las chimeneas 131 pueden ser redondas, rectangulares, o cualquier otra forma que permita el vapor pase a través de la charola de fusión 130. Las chimeneas 131 también pueden ser angostas y se extienden hacia arriba en la sección de rocío intermedia 108. Esto permite una caída de presión benéfica para distribuir el vapor eventualmente conforme se eleva en la sección de rocío intermedia CFZ 108. Las chimeneas 131 se localizan preferiblemente en los picos de la base corrugada 134 para proporcionar un área de transferencia de calor adicional.
Los orificios superiores de la chimenea 131 se cubren preferiblemente con sombreros o tapas 132. Esto minimiza la probabilidad de que los sólidos que caen de la sección de rocío 108 puedan evitar caer sobre la charola de fusión 130. En las Figuras 2A, 2B y 2C, las tapas 132 se observan arriba en cada una de las chimeneas 131.
La charola de fusión 130 también se puede diseñar con tapas de burbujas. Las tapas de burbujas definen muescas convexas en la base 134 que surgen desde abajo de la charola de fusión 130. Las tapas de burbujas incrementan adicionalmente el área superficial en la charola de fusión 130 para proporcionar transferencia de calor adicional al líquido rico en C02. Con este diseño, se retira un líquido adecuado, tal como un ángulo de inclinación incrementado, se debe proporcionar para asegurar que el líquido se dirija a las charolas de depuración 126 hacia abajo.
Con referencia nuevamente a la Figura 1, la charola de fusión 130 también se puede diseñar con un sistema de transferencia de liquido externo. El sistema de transferencia sirve para asegurar que todo el liquido esté sustancialmente libre de sólidos y que se haya proporcionado una transferencia de calor suficiente. El sistema de transferencia primero incluye una boquilla de extracción 136. En una modalidad, la boquilla de extracción 136 reside dentro del colector de extracción, o el tubo de descenso 138. Los fluidos recolectados en el tubo de descenso ' 138 se suministran a una línea de transferencia 135. El flujo a través de la línea de transferencia 135 se controla por una válvula de control 137 y un controlador de nivel "LC" (observado en la Fig. 1) . Los fluidos se regresan a la sección de depuración 106 por la vía de la línea de transferencia 135. Si el nivel del líquido es muy alto, la válvula de control 137 se abre; si el nivel es muy bajo, la válvula de control 137 se cierra. Si el operador selecciona no emplear el sistema de transferencia en la sección de depuración 106, entonces la válvula de control 137 se cierra y los fluidos se dirigen inmediatamente a los dispositivos de transferencia de masa, o "a las charolas de depuración" 126 abajo de la charola de fusión 130 para la depuración a través de un tubo de descenso de desbordamiento 139.
Si se usa o no un sistema de transferencia! externo, el C02 sólido se calienta sobre la charola de fusión 130 y se convierte a un liquido rico en C02. La charola de fusión 130 se calienta desde abajo por vapores de la sección de depuración 106. El calor de suplemento se puede adicionar opcionalmente a la charola de fusión 130 o justo arriba de la base de la charola de fusión 134 por varios medios tal como el revestimiento calentador 25 el revestimiento calentador 25 usa energía térmica ya disponible de un rehervidor de fondo 160 para facilitar la descongelación de los sólidos.
El líquido rico en C02 se extrae de la charola de fusión 130 bajo el control de nivel de líquido y se introduce gravitacionalmente a la sección de depuración 106. Como se observa, una pluralidad de charola de depuración 126 se proporciona en la sección de depuración 106 abajo de la charola de fusión 130. Las charolas de depuración 126 están preferiblemente en una relación sustancialmente paralela, una encima de la otra. Cada una de las charolas de depuración 126 se puede posicionar opcionalmente en una inclinación muy ligera, con un vertedero tal que el nivel del líquido se mantiene sobre la charola. Los fluidos fluyen gravitacionalmente a lo largo de cada charola, sobre el vertedero, y luego fluyen hacia abajo sobre la siguiente charola por la vía de un tubo de descenso.
Las charolas de depuración 126 pueden estar en una variedad de arreglos. Las charolas de depuración 126 se pueden arreglar en relación en general horizontal para formar un flujo de liquido de cascada, sinusoidal. Sin embargo, se prefiere que las charolas de depuración 126 se arreglen para crear un flujo de liquido en cascada que se divide por las charolas de depuración separadas a lo largo sustancialmente del mismo plano horizontal. Esto se muestra en el arreglo de la Figura 3, donde el flujo de liquido se separa por lo menos una vez para que el liquido caiga en los dos tubos de descenso opuestos 129.
La Figura 3 proporciona una vista lateral de un arreglo de la charola de depuración 126, en una modalidad. Cada una de las charolas de depuración 126 recibe y recolecta fluidos desde arriba. Cada charola de depuración 126 tiene preferiblemente un vertedero 128 que sirve como una presa para permitir la recolección de una acumulación pequeña de fluido sobre cada una de las charolas de depuración 126. La acumulación puede ser de 1/2 a 1 pulgada, aunque cualquier altura puede ser empleada. Un efecto de cascada se crea por - los vertederos 128 conforme el fluido case desde una charola 126 sobre una siguiente charola inferior 126. En un aspecto, no se proporciona inclinación a las charolas de depuración 126, pero el efecto de cascadas se crea a través de una configuración del vertedero superior 128. El fluido se pone en contacto con el vapor entrante rico en hidrocarburos más ligeros que depuran el metano del liquido que fluye a través en esta "área de contacto" de las charolas 126 . Los vertederos 128 sirven para sellar dinámicamente los tubos de descenso 129 para prevenir que el vapor se desvie a través de los tubos de descenso 129 y facilitan adicionalmente que la salida de los gases de hidrocarburos.
El porcentaje de metano en el liquido es cada vez más pequeño conforme el liquido se mueve hacia abajo a través de la sección de depuración 106 . El grado de destilación depende del número de charolas 126 en la sección de depuración 106 . En la parte superior de la sección de depuración 106 , el contenido del metano del liquido puede ser tan alto como 25 por ciento en mol, mientras que la charola de depuración de fondo el contenido de metano puede ser tan bajo como 0.04 por ciento en mol. El contenido de metano se evapora rápidamente a lo largo de las charolas de depuración 126 (u otros dispositivos de transferencia de masas) . El número de dispositivos de transferencia de masas usados en la sección de depuración 106 es un tema de selección de diseño con base en la composición de la corriente de gas crudo 10. Sin embargo, solo pocos niveles de charolas de depuración 126 necesitan ser usadas para remover el metano a un nivel deseado de 1% o menos en el gas ácido licuado, por ejemplo.
Se pueden emplear varias configuraciones de la charola de depuración individual 126 que facilitan la salida de metano. La charola de depuración 126 puede ser simplemente un panel con agujeros de criba o tapas de burbuja. Sin embargo, para proporciona la transferencia de calor adicional al fluido y para prevenir el bloqueo indeseado debido a los sólidos, las asi llamadas "charolas de chorro" se pueden emplear abajo de la charola de fusión. En lugar de las charolas, también se puede emplear el empaquetamiento aleatorio o estructurado.
La Figura 4A proporciona una vista en planta de una charola de chorro ilustrativa 426, en una modalidad. La Figura 4B proporciona una vista de sección transversal de una lengüeta de chorro 422 de la charola de chorro 426. Como se muestra, cada charola de chorro 426 tiene un cuerpo, 424, con una pluralidad de lengüetas de chorro 422 formadas dentro del cuerpo 424. Cada lengüeta de chorro 422 incluye un miembro de lengüeta inclinado 428 que cubre un orificio 425. De manera, una charola de chorro 426 tiene una pluralidad de orificios pequeños 425.
En operación, una o más charolas de chorro 426 se pueden localizar en las secciones de depuración 106 y/o de rectificación 110 de la torre 100. Las charolas 426 se pueden arreglar con múltiples pasos tal como el patrón de las charolas de depuración 126 en la Figura 3. Sin embargo, se puede usar cualquier arreglo de charola o empaquetamiento que facilite la salida del gas metano. El fluido cae en cascada hacia abajo en cada charola de chorro 426. Los fluidos luego fluyen a lo largo del cuerpo 424. El fluido luego se pone en contacto con el vapor que sale de los orificios 425. Las lengüetas 422 se orientan óptimamente para mover él fluido rápida y eficientemente a través de la charola 426. Un tubo de descenso unido (no mostrado) se puede proporcionar opcionalmente para mover el liquido a la charola subsecuente 426. Los orificios 425 también permiten que los vapores de gas se liberen durante el proceso de movimiento del fluido en la sección de depuración 106 para viajar hacia arriba más eficientemente a la charola de fusión 130 y a través de las chimeneas 131.
En un aspecto, las charolas 126 o 426 se pueden fabricar de materiales resistentes al ensuciamiento, es decir, materiales que previenen la acumulación de sólidos. Los materiales resistentes al ensuciamiento se usan en algún equipo de procesamiento para prevenir la acumulación de partículas de metal, polímeros, sales, hidratos, partículas finas de catalizador, u otros compuestos sólidos de químicos. En el caso de la torre de destilación criogénica 100, los materiales resistentes al ensuciamiento se pueden usar en las charolas 126 o 426 para limitar la adhesión de sólidos de CO2. Por ejemplo, se puede aplicar un recubrimiento de TeflonMR a la superficie de las charolas 126 o 426.
Alternativamente, se puede proporcionar un diseño físico para asegurar que el C02 no comience a acumularse en forma sólida a lo largo del diámetro interior de la columna 100. En este aspecto, las lengüetas de chorro 422 se pueden orientar para empujar el líquido a lo largo de la pared de la columna 100, previniendo en consecuencia la acumulación de sólidos a lo largo de la pared de la columna 100 y asegurar el buen contacto de vapor-líquido.
En cualquiera de los arreglos de charola, , conforme el líquido que fluye hacia abajo hace contacto , con las charolas de depuración 126, se lleva a cabo la separación de los componentes. El gas metano sale de la solución y¡ se mueve hacia arriba en forma de vapor. El C02, sin embargo, se enfría suficientemente y en una concentración suficientemente alta que permanece en su forma líquida y viaja hacia abajo al fondo de la sección de depuración 106. El líquido luego se mueve fuera de la torre de destilación criogénica 100 en una línea de salida como una corriente de fluido de salida 22.
Al salir de la torre de destilación 100, la corriente de fluido de salida 22 entra a un rehervidor 160. En la Figura 1, el rehervidor 160 es un tipo de olla que proporciona el vapor re-hervido al fondo de las charolas de depuración. Una línea de vapor re-hervido se obserya en 27. i Además, el vapor re-hervido se puede suministrar a través de una línea calentadora 25 para proporcionar el calor de suplemento a la charola de fusión 130. El calor de suplemento se controla a través de una válvula 165 y el controlador de temperatura TC. Alternativamente, un intercambiador de calor, tal como un intercambiador de calor de termosifón (no mostrado) se puede usar para la corriente de fluido inicial 10 para economizar energía. En este aspecto, los líquidos que entran al rehervidor 160 permanecen en una temperatura relativamente baja, por ejemplo, aproximadamente -Io a 4°C (30° a 40°F). Al integrar el calor con la corriente de fluido inicial 10 el operador puede calentar la corriente de fluido de salida frío 22 de la torre de destilación 100 mientras que enfría la corriente de fluido de producción 10. Para este caso, el fluido que proporciona calor de suplemento a través de la línea 25 es un retorno de fase mezclada del rehervidor 160.
Se contempla que bajo algunas condiciones, la charola de fusión 130 se pueda operar sin línea calentadora 25. En estos casos, la charola de fusión 130 se puede diseñar con una característica de calentamiento interno tal como un calentador eléctrico. Sin embargo, se prefiere que sé ofrezca un sistema de calor que emplee la energía de calor disponible en la corriente de fluido de salida 22. El calor que fluye en la línea de calor 25 después de que sale del rehervidor 160 sale en un aspecto a -Io a 4°C (30° a 40°F), de modo que contienen una energía de calor relativa. De esta manera, en la Figura 1, se muestra la corriente de vapor 25 que se dirige a la charola de fusión 130 a través de un serpentín de calentamiento (no mostrado) en la charola de fusión 130. La corriente de vapor 25 se puede unir alternativamente a la línea de transferencia 135.
En operación, la corriente de vapor re-hérvido se introduce en el fondo de la columna a través de la línea 27, arriba del nivel del líquido de fondo y abajo de la última charola de depuración 126. Conforme el vapor re-hervido pasa a través de cada charola 126, el metano residual se depura del líquido. Este vapor se enfría conforme viaja hacia la torre. Mientras los vapores de depuración de la corriente 27 alcanzan la charola de fusión corrugada 130 la temperatura puede haber caído a aproximadamente -29°C a 0°C (-20°F a 0°F) . Sin embargo, esto permanece muy caliente comparado con el sólido de fusión sobre la charola de fusión 130, que puede ser de aproximadamente -45°C a -62°C (-50°F a -80°F) . El vapor aun tiene suficiente entalpia para fundir los sólidos de CO2 conforme entre en contacto con la charola de fusión 130 para calentar la charola de fusión 130.
Con referencia de nuevo al rehervidor 160, los fluidos en una corriente de fondo 24 que sale del rehervidor 160 en forma líquida puede pasar opcionalmente a través de una válvula de expansión 162. La válvula de expansión 162 reduce la presión del producto del líquido de fondo, proporcionando efectivamente un efecto de refrigeración. De esta manera, se proporciona una corriente de fondo enfriada 26. Esto también crea una cabeza hidrostática . En este aspecto, el liquido rico en CO2 que sale del rehervidor 160 se puede bombear en el agujero de fondo a través de üno o más pozos AGI (observado esquemáticamente en 250 en la Figura 1) . En algunas situaciones, el C02 se puede bombear en un depósito de aceite parcialmente recuperado como parte de un proceso de recuperación de aceite mejorado. De esta manera, el CO2 podría ser un inyectante miscible. Como una alternativa, el C02 se puede usar como un agente de fluido miscible par la recuperación de aceite mejorada.
Con referencia nuevamente a la sección de depuración 106 de la columna 100, el gas se mueve hacia arria a través de la sección de depuración 106, a través de las chimeneas 131 en la charola de fusión 130, y dentro de la sección de rocío intermedia 108. La sección de rocío 108 es una cámara abierta que tiene una pluralidad de boquilla de rocío 122. Conforme el vapor se mueve hacia arriba a través de la sección de rocío 108, la temperatura del vapor se vuelve mucho más fría. El vapor se pone en contacto por el metano líquido que entra desde las boquillas de rocío 122. Este metano líquido es más frío que el vapor que se mueve hacia arriba, que se ha enfriado por una unidad de refrigeración externa 170. En un arreglo, el metano líquido sale de las boquillas de rocío 122 a una temperatura de aproximadamente -84°C a -90°C (-120°F a -130°F) . Sin embargo, conforme el metano líquido se evapora, absorbe calor de sus alrededores, reduciendo en consecuencia la temperatura del vapor que se mueve hacia arriba. El metano vaporizadb también fluye hacia arriba debido a su densidad reducida (relativo al metano líquido) y la gradiente de presión dentro de la columna 100.
Conforme los vapores de metano se mueven hacia arriba adicionalmente de la torre de destilación criogénica 100, salen de la sección de rocío intermedia 108 y! entran á la sección de rectificación 110. Los vapores continúan moviéndose hacia arriba junto con otros gases ligeros salidos de la corriente de fluido enfriada original 12. Los vapores de hidrocarburo combinados se mueven fuera de la parte superior de la torre de destilación criogénica 100, volviéndose una corriente de metano de cabeza 14.
El gas de hidrocarburos en la corriente de metano de cabeza 14 se mueve en la unidad de refrigeración externa 170. En un aspecto, la unidad de refrigeración 170 usa un refrigerante de etileno u otro refrigerante capaz de enfriar la corriente de metano de cabeza 14 abajo de -93° a 43°C (-135° a -45°F) . Esto sirve par licuar por lo menos parcialmente la corriente de metano de cabeza 14. La corriente de metano enfriada 14 luego se mueve a un condensador de reflujo o cámara de separación 172.
La cámara de separación 172 se usa para separar el i gas 16 del reflujo líquido 18. El gas 16 representa los gases de hidrocarburos más ligeros, principalmente metan'o, de la corriente de gas crudo original 10. También pueden estar presentes nitrógeno y helio. El gas de metano 16 e¿ de, por supuesto, el "producto" visto finalmente que se captura y se vende comercialmente, junto con cualquier etano.
Una porción de la corriente de metano de cabeza 14 que sale de la unidad de refrigeración 170 sigue siendo condensada. Esta porción es reflujo líquido 18 que se separa en la cámara de separación 172 y regresa a la columna 100. Se puede usar una bomba 19 para mover el líquido 18 de' nuevo en la columna 100. Alternativamente, la cámara de separación 172 se monta sobre la columna 100 para proporcionar una alimentación de gravedad del reflujo líquido 18. El reflujo líquido 18 incluirá cualquier dióxido de carbono que escapo de la sección de rectificación superior 110. Sin embargo, la mayoría del líquido de reflujo 18 es metano, típicamente 95% o más, con nitrógeno está presente en la corriente ¿le fluido inicial 10) y trazas de dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno (también si está presente en la corriente de fluido inicial 10) .
En un arreglo de enfriamiento, la corriente de metano de cabeza 14 se toma a través de un sistema de refrigeración de bucle abierto, tal como el sistema de refrigeración mostrado en y descrito en relación con la Figura 6. En este arreglo, la corriente de metano de cabeza 14 se toma a través de un intercambiador cruzado para enfriar una porción de retorno de la corriente de metano de cabeza usado como el reflujo liquido 18. Después, la corriente de metano de cabeza 14 se presuriza a aproximadamente 1,000 psi a 1,400 psi, y luego se enfria usando aire ambiental y posiblemente un refrigerante de propano externo. La corriente de gas presurizado y enfriado luego se dirige a través de un expansor para enfriamiento adicional. Se puede usar un turbo-expansor para recuperar a un más liquido asi como también algún trabajo mecánico. La patente norteamericana No. 6,053,007 intitulada "Process For Separating a Multi-Component Gas Stream Containing at Least One Freezable Component", describe el enfriamiento de una corriente de metano de cabeza y se incorpora en la presenté en su totalidad a manera de referencia.
Se entiende aquí que las presentes invenciones no se limitan por el método de enfriamiento para la corriente de metano de cabeza 14. También se entiende que el grado de calentamiento entre la unidad de refrigeración 170 y la unidad de refrigeración inicial 150 puede ser variada. En algunos casos, puede ser deseable operar la unidad de refrigeración 150 a una mayor temperatura, pero luego ser más agresiva con el enfriamiento de la corriente de metano de cabeza 14 en la unidad de refrigeración 170. Nuevamente, las presentes invenciones no se limitan a estos tipos de selecciones de diseño.
Volviendo a la Figura 1, el liquido de reflujo 18 se regresa a 1 sección de rectificación 110. El liquido de reflujo 18 luego se lleva gravitacionalmente a través de uno o más dispositivos de transferencia de masas 116 en la sección de rectificación 110. En una modalidad, los dispositivos de transferencia de masa 116 son charolas de rectificación que proporcionan una serie de cascada de colectores 118 y tubos de descenso 119, similares a las charolas 126 descritas en lo anterior.
Conforme los fluidos de la corriente de liquido de reflujo 18 se mueven hacia abajo a través de las charolas de rectificación 116, el metano adicional se evapora de la sección de rectificación 110. Los gases de metano se reúnen con la corriente de metano de cabeza 14 para ser parte de la corriente de producto de gas 16. Sin embargo, la fase liquida restante del liquido de reflujo 18 cae sobre una charola recolectora 140. Conforme lo hace de esta manera, la corriente de liquido de reflujo 18 elevará inevitablemente un pequeño porcentaje de gases de hidrocarburos y ácidos residuales que se mueven hacia arriba de la sección de roció 108. La mezcla de liquido de metano y dióxido de carbono se recolecta en la charola recolectora 140.
La charola recolectora 140 define preferiblemente un cuerpo sustancialmente plano para recolectar líquidos. Sin embargo, como con la charola de fusión 130, la charola recolectora 140 también tiene una, y preferiblemente una pluralidad de chimeneas para ventilar los gases que vienen de la sección de rocío 108. Un arreglo de chimenea y tapa tal como aquel presentado por los componentes 131 y 132 en las Figuras 2B y 2C se puede usar. La chimenea 141 y la capa 142 para la charola recolectora 140 se muestran en la vista agrandada de la Figura 5, discutida posteriormente de manera adicional .
Se observa aquí que en la sección de rectificación 110, cualquier H2S presente tiene una preferencia hacia que se disuelve en el líquido contra que está en el gas en la temperatura de procesamiento. En este aspecto, el H2S tiene una volatilidad relativa comparativamente baja. Al poner en contacto el vapor restante con más líquido, la torre de destilación criogénica 100 conduce la concentración de H2S hacia abajo dentro del límite de partes por millón (ppm) deseado, tal como una especificación de 10 o aun 4 ppm. Conforme el fluido se mueve a través de los dispositivos de transferencia de masa 116 en la sección de rectificación 110, el H2S hace contacto con el metano líquido y se extrae e la fase de vapor y se vuelve una parte de la corriente de líquido 20. Desde ahí, el H2S se mueve en forma líquida hacia abajo a través de la sección de depuración 106 y sale finalmente a la torre de destilación criogénica 100 como parte de la corriente de gas ácido licuado 22.
En la torre de destilación criogénica 100, el liquido capturado en la charola recolectora 140 se extrae de la sección de rectificación 110 como una corriente de liquido 20. La corriente de liquido 20 está comprendida principalmente de metano. En un aspecto, la corriente de liquido 20 está comprendida de aproximadamente 93 por ciento en mol de metano, 3% de C02, 0.5% de H2S, y 3.5% de N2. En este punto, la corriente de liquido 20 es de aproximadamente -87°C a -90°C (-125°F a -130°F). Este es solo ligeramente más caliente que la corriente de fluido de reflujo 18. La corriente de liquido 20 se envía dentro de un tambor de reflujo 174. El propósito del tambor de reflujo 174 es proporcionar una capacidad de aumento para una bomba 176. En la salida del tambor de reflujo 174, se crea una corriente de rocío 21. La corriente de rocío 21 se presuriza en una bomba 176 para una segunda reintroducción en la torre de destilación criogénica 100. En este caso, la corriente de rocío 21 se bombea en la sección de rocío intermedia 108 y se emite a través de las boquillas 122.
Alguna porción de la corriente de rocío 21, particularmente el metano, se evaporiza y se evapora en la salida de las boquillas 122. Desde ahí, el metano sube a través de la sección de rocío intermedia 108, a través de las chimeneas en la charola recolectora 140, y a través de los dispositivos de transferencia de masas 116 en la sección de rectificación 110. El metano sale de la torre de destilación 100 como la corriente de metano de cabeza 14 y se vuelve finalmente un producto comercial en la corriente de gas 16.
La corriente de rocío 21 de las boquillas 122 también ocasiona que el dióxido de carbono se desublime de la fase gaseosa. En este aspecto, algo de CÓ2 entra momentáneamente a la fase gaseosa y se mueve hacia arriba con el metano. Sin embargo, debido a la temperatura fría dentro de la sección de rocío intermedia 108, el dióxido de carbono gaseoso se vuelve rápidamente en fase sólida y comienza "nevar". Este fenómeno es referido como de sublimación. De esta forma, algo de C02 nunca vuelve a entrar a la fase líquida hasta que hace contacto con la charola de fusión 130. Este dióxido de carbono "cae como nieve" en la charola de fusión 130, y se fusiona en la fase líquida. Desde ahí, el líquido rico en C02 cae como cascada hacia los dispositivos o charolas de transferencia de masa 126 en la sección de depuración 106, junto con el C02 de la corriente de fluido enfriado 12 como se describe en lo anterior. En ese punto, cualquier metano restante de la corriente de rocío 21 de las boquillas 122 se debe escapar rápidamente en el vapor. Estos vapores se mueven hacia arriba en la torre de destilación criogénica 100 y vuelven a entrar a la sección de rectificación 110.
Es deseable tener el liquido enfriado en contacto tanto como el gas que está moviéndose hacia arriba de la columna sea posible. Si el vapor se desvia de la corriente de rocío 21 que emana de las boquillas 122, los mayores niveles de C02 podrían alcanzar la sección de rectificación 110 de la torre 100. Para mejorar la eficiencia del contacto de gas/líquido en la sección de rocío 108, se puede emplear una pluralidad de boquillas 122 que tienen una configuración diseñada. De esta manera, antes que emplear una fuente de rocío individual en uno o más niveles en una corriente de fluido de reflujo 21, se pueden usar varios múltiples de rocío 120 diseñados opcionalmente con múltiples boquillas de rocío 122. De esta manera, la configuración de las boquillas de rocío 122 tiene un impacto sobre la transferencia de masa que se lleva a cabo dentro de la sección de rocío intermedia 108.
El cesionario en la presente ha propuesto previamente varios arreglos de boquillas en la publicación de patente O No. 2008/091316 co-pendiente que tiene una fecha de presentación internacional del 20 de Noviembre de 2007. La solicitud y las Figuras 6A y 6B se incorporan en la presente a manera de referencia para enseñanzas de las configuraciones de la boquilla. Las boquillas buscan asegurar la cobertura de 360° y radial completa dentro de la sección de rocío 108 y proporcionar buen contacto de vapor-líquido y transferencia de calor/masa. Esto, a su vez, enfría más efectivamente cualquier dióxido de carbono gaseoso que se mueve hacia arriba a través de la torre de destilación criogénica 100.
El uso de muchos múltiples 120 y un arreglo de boquilla de solapamiento correspondiente 122 para completar la cobertura minimizan la retromezcla también. En este aspecto, la cobertura completa previene que las partículas de C02 de masa baja, finas se muevan de regreso a la columna y vuelvan a entrar a la sección de rectificación 110. Estas partículas luego se volverían a mezclar con metano y volverían a entrar a la corriente de metano de cabeza 14, solamente para ser recicladas nuevamente.
Se puede observar que el proceso para reciclar vapores a través de la torre de destilación criogénica 100 produce finalmente un producto de hidrocarburos comprendido de un producto de metano comercial 16. El producto de gas 16 envía a una tubería para la venta. La corriente de producto de gas 16 cumple preferiblemente la especificación de C02 de tubería de 1 a 4 por ciento en mol, así como también una especificación de H2S de 4 ppm, si se genera suficiente reflujo. Al mismo tiempo, los gases ácidos se revuelven a través de la corriente de fluido de salida 22.
El nitrógeno debe estar presente en cantidades de, por ejemplo, mayor que 3 por ciento en mol, se puede usar un proceso de rechazo de nitrógeno separado. Las especificaciones de tubería requieren en general una composición de gas inerte total de menor que 3 por ciento en mol. Una opción para remover el nitrógeno en exceso es usar un lecho adsorbente sólido (no mostrado) . El adsorbente sólido puede ser un material de zeolita que forma una criba molecular que tiene un tamaño de poro seleccionado. La criba molecular se coloca a lo largo de la corriente de metano de cabeza para remover el nitrógeno de la corriente dé cabeza. Preferiblemente, esto se lleva a cabo antes del enfriamiento.
Una vez que esta criba molecular se adsorbe completamente con nitrógeno, se puede regenerar usando ya sea adsorción oscilante de presión o adsorción oscilante térmica. La criba molecular no puede ser regenerada en general usando adsorción de agua corriente arriba de la torre criogénica ya que el nitrógeno terminará de nuevo en la columna y, de esta manera, no se elimina del sistema.
Mientras que el sistema anterior descrito en relación con la Figura 1 es benéfico para producir un producto de gas de tubería sustancialmente sin ácido 16, se reconoce que en algunas aplicaciones, se puede requerir refrigeración de suplemento. Por ejemplo, las especificaciones de LNG pueden ser tan bajas como 50 ppm para C02. Usando el sistema descrito en lo anterior, se requiere refrigeración de reflujo significativa de la unidad de refrigeración externa 170 (u otro sistema de refrigeración) . Además, se puede requerir refrigeración adicional antes de la inyección de reflujo de la bomba 19 o la bomba 176. ¡Aun más, puede ser necesaria la remoción de calor significativa del intercambiador de calor inicial 150 para licuar parcialmente la corriente de alimentación 10. Estos refrigeradores necesitan capacidad para generación de reflujo liquido y energía para la potencia.
Como una alternativa, se propone en la presente un proceso de "refinado". El "refinado" se aplica a la corriente de metano de cabeza 14 como un proceso post-CFZ. Esto significa que la corriente de metano de cabeza 14 liberadas de la torre de destilación criogénica 100 sé refina adicionalmente corriente abajo de la torre 100 para; cumplir, por ejemplo, las especificaciones de gas natural1 licuado (LNG) sin el incremento de la cantidad del reflujo líquido inyectado a través de las boquillas de rocío 122. j La Figura 6 es un diagrama esquemático qué muestra una instalación de procesamiento de gas 600 para remover gases ácidos de una corriente de gas, en una modalidad. Una corriente de gas de producción se muestra en ,' 612. La corriente de gas 612 se origina de las actividades de producción de .hidrocarburos que toman lugar en un área de desarrollo de depósito o "campo" 610.
Se entiende que el campo 610 puede representar cualquier ubicación donde se produzcan hidrocarburos compresibles. El campo 610 puede ser sobre la costa, cerca de la costa o en altamar. El campo 610 puede estar operando de la presión de depósito original o puede estar sometiéndose a procedimientos de recuperación mejoradas. Los sistemas y métodos reclamados en la presente no se limitan al tipo de campo que está bajo desarrollo siempre y cuando esté produciendo hidrocarburos compresibles contaminados con gas ácido.
La corriente de gas de producción 612 se puede dirigir a través de un proceso de deshidratación tal como un proceso de deshidratación de glicol. Un recipiente de deshidratación se muestra esquemáticamente en 620. Como resultado de hacer pasar la corriente de gas de producción 612 a través del recipiente de deshidratación 620, se genera una corriente de agua removida 622. El agua 622 se puede enviar a una instalación de tratamiento de aguas. Alternativamente, el agua 622 se puede reinyectar en una formación subterránea, indicada en el bloque 630. Alternativamente aun, el agua se trata y luego inyectar de nuevo en la formación subterránea 630 asociada con el campo 610.
También, como resultado de hacer pasar la corriente de gas de producción 612 a través del recipiente de deshidratación 620 , se produce una corriente de gas crudo sustancialmente deshidratado 624 . La corriente de gas crudo 624 contiene preferiblemente metano y, posiblemente, cantidades traza de etano, nitrógeno, helio y otr s gases ligeros.
La corriente de gas crudo 624 se puede hacer pasar a través de una tubería, por ejemplo, de una instalación de tratamiento en altamar a una instalación de tratamiento sobre la costa. El gas luego se puede hacer pasar a través de un lecho adsorbente sólido 625 para deshidratar adicibnalmente el gas en la corriente de gas 624 . La remoción de agua de la corriente de gas crudo 624 ayuda a asegurar qué ni los hidratos tampoco el hielo se forme en el enfriamiento subsecuente o instalaciones criogénicas.
El lecho adsorbente sólido 625 puede ser i un lecho de criba molecular. Una "criba molecular" se refiere a un material que contiene poros pequeños de un tamaño preciso y sustancialmente uniforme. En el presente contextúo, tales cribas se usan como un adsorbente para gases y/o líquidos. Las cribas moleculares consisten frecuentemente de materiales sólidos y materiales no poliméricos. Materiales ejemplares incluyen minerales de aluminio-silicato, arcillas,' vidrios porosos, carbones microporosos, zeolitas, carbonos activados, o compuestos sintéticos que tienen estructuras abiertas a través de las cuales pequeñas moléculas, tales como ¡nitrógeno y agua, pueden difundirse. Las moléculas polares (tales como moléculas de agua) que son suficientemente pequeñas para pasar en los poros se adsorben, mientras que las moléculas ligeramente polarizables (tal como metano y nitrógeno) , asi como también moléculas más grandes (por ejemplo, propano y butano) fluyen alrededor de las partículas u cristalitos, y de esta manera se hacen pasar corriente abajo. En el presente caso, el lecho de criba molecular 625 adsorbe moléculas de aguja y permite que los gases ligeros pasen a través.
La corriente de gas crudo 624 después pasa | a través de una unidad ' de ref igeración 626. La unidad de refrigeración 626 enfría la corriente de gas crudo deshidratado 624 hacia abajo a una temperatura de aproximadamente -34°C a -40°C (-30°F a -40°F). La unidad de refrigeración 626 puede ser, por ejemplo, un etileno o un refrigerador de propano.
La corriente de gas crudo 624 después se mueve preferiblemente a través de un dispositivo de expansión 628. El dispositivo de expansión 628 puede ser, por ejemplo, una válvula Joule-Thompson ("J-T") . El dispositivo de expansión 628 sirve como un expansor para obtener enfriamiento adicional de la corriente de gas crudo 624. El dispositivo de expansión 628 reduce adicionalmente la temperatura de la corriente de gas crudo deshidratado 624 hacia abajo, por ejemplo, aproximadamente -57°C a -62°C (-70°F a -80°F).
Preferiblemente, por lo menos también se logra la licuefacción parcial de la corriente de gas 624.
La corriente de gas crudo enfriada 624 después entra a una torre de destilación criogénica 640. La torre de destilación criogénica puede ser cualquier torre que opere para destilar el metano de los gases ácidos a través de un proceso que congela intencionalmente las partículas de C02. La torre de destilación criogénica puede ser, por ejemplo, la torre 100 de la Figura 1. La corriente de gas crudo , enfriado 624 entra al recipiente a aproximadamente 500 a 600 ^si .
La torre de destilación 640 incluye una sécción de depuración inferior (observada como la sección 106 en la Figura 1) . La torre de destilación 640 también incluye una zona de congelación controladas (observada como la sección 108 en la Figura 1) donde el vapor se pone en contacto con el líquido de reflujo frío (principalmente metano) . Esto hace que el C02 se congele de la fase gaseosa. El metano restante y otros componentes de fase gaseosa se vaporizan y se elevan hacia una sección de rectificación superior (observada como la sección 110 de la Figura 1) . Aquí, el H2S y el C02 residuales se remueven adicionalmente de la fase gaseosa. En un aspecto (no observado) , se usa una "torre de separación" en la cual la sección de rectificación 110 está en un recipiente separado de la sección de depuración 106 y la zona de congelación controlada 108.
Como se explica en relación con la Figura 1, los gases ácidos se remueven de la torre de destilación 1640 como una corriente de gas ácido licuado de fondo 642. Esta corriente de liquido 642 se puede enviar opcionalmente a través de un rehervidor 643 donde el gas que ; contiene cantidades traza de metano se redirige de nuevo en ¡la torre como corriente de gas 644. El liquido restante comprendido principalmente de gases ácidos se libera a través de ¡la linea de gas ácido 646. El gas ácido licuado en la line¡a 646 se puede vaporizar, despresurizar, y luego enviar a uiia unidad de recuperación de azufre (no mostrada) . Alternativamente, el i gas acido licuado se puede inyectar en una formación subterránea a través de uno o más pozos de inyección de gas ácido (AGI) como se indica por el bloque 650. En este caso, el gas ácido en la linea 646 se hace pasar preferiblemente a través de un aumentador de presión 648.
El metano se libera de la torre de destilación 640 como una corriente de metano de cabeza 662. La cor iente de metano de cabeza 662 comprenderá preferiblemente rio más de aproximadamente 2% de dióxido de carbono. En este porcentaje, la corriente de metano de cabeza 662 se puede usar, como gas combustible o se puede vender en ciertos mercados ¡ como gas natural. Sin embargo, de acuerdo con ciertos métodos en la presente, es deseable que la corriente de metano de cabeza 662 se someta a procesamiento adicional. : Como se indica en lo anterior, la corriente de metano de cabeza 662 se hace pasar a través de un sistema de refrigeración de bucle abierto. En primer lugar, la corriente de metano de cabeza se 662 se hace pasar a través de un intercambiador de calor 664. Esto sirve para pre-enfriar una corriente de reflujo 680 que se reintroduce en la torre de J destilación criogénica 640. La corriente de metano de cabeza 662 luego se envía a través de un compresor 666 para incrementar su presión.
Después, la corriente de metano presurizadá 662, se calienta por compresión, se enfría. Esto se puede hacer a través, por ejemplo de hacer pasar la corriente de metano 662 a través de un enfriador aéreo 668. Se produce una corriente de metano fría y presurizadá.
Una parte de la corriente de metano enfriado y presurizado que sale del enfriador 668 se separa en una corriente de reflujo 680. La corriente de reflujo 680 se enfría adicionalmente en el intercambiador cruzado 664, luego se expande a través del dispositivo 682 para generar la corriente de reflujo líquida 684. La corriente de reflujo líquida 684 entra a la torre de destilación 640 donde se usa como reflujo, y finalmente en los rocíos para congelar el C02 y otras partículas de gas ácido de la corriente de gas deshidratado 624. Se generara reflujo suficiente tal que una especificación de C02 o H2S es parcialmente cumplida en la parte superior de la torre 640. La corriente de reflujo líquida 684 del expansor 682 se puede inyectar directamente en las boquillas de rocío en la zona de congelación controlada. Más preferiblemente, la corriente de reflujo líquida 684 primero se envía a la sección de rectificación de la torre de destilación 640 a fin de reducir adicionalmente la concentración de C02 en el gas de cabeza. En cualquier caso, la corriente de reflujo enfriada 680 pasa preferiblemente a través de una válvula de expansión o turbóexpansor 682 para generar líquido.
Regresando a la corriente de metano de cabeza 662, la corriente de metano de cabeza 662 se puede hacer pasar a través de una o más válvulas de expansión o turbo-expansores. Una válvula de expansión se muestra en 670 en la Figura 6. La válvula de expansión o (turbo-expansor ) 670 disminuye la presión de la corriente de gas 662 y se enfría adicionalmente en la preparación de la licuefacción para generar, LNG. De esta manera se crea una corriente de gas enfriada 672.
Se entiende que las especificaciones para el gas natural licuado, o LNG, puede requerir que la concentración de gas ácido sea menor que 2 por ciento en mol. Las especificaciones de LNG permiten típicamente no más de 50 ppm de C02 y 4 ppm de H2S. Por consiguiente, de acuerdo con los presentes métodos, la corriente de pre-LNG 672 envía a un lecho adsorbente sólido 674 como un pos-procesador para la remoción de gas ácido adicional. Preferiblemente, 'el lecho adsorbente sólido 674 es un lecho de criba molecular Ciertas cribas moleculares tales como lechos de 4-Angstrbm y 5-Angstrom se pueden usar para remover el C02 asi como también H20 de una corriente de gas metano. Los mercaptanos también se pueden remover. La corriente de metano de cabeza 672 en alta presión y relativamente fría, lo cual ayuda a facilitar la adsorción de C02 en el lecho adsorbente sólido 674.
El lecho adsorbente sólido 674 puede ser ¡un lecho de criba molecular que emplea adsorción oscilante de; presión. La adsorción oscilante de presión, o PSA, se refi re a un proceso en donde un contaminante es adsorbido sobre un adsorbente sólido, luego se remueve del adsorbente al i disminuir la presión. En el caso de la remoción de gas ácido, el C02 se puede remover de un gas amargo. En un aspecto, el lecho de adsorción oscilante por presión es un ¡lecho de adsorción oscilante por presión, de ciclo rápido, o RCPSA. Un recipiente de RCPSA es particularmente ventajoso ya que es compacto relativo a un dispositivo PSA estándar. Los PSA se usan para una variedad de separaciones de gas, pon ejemplo, para la remoción de impurezas de corrientes de hidrógeno en servicios de refinería. Tales sistemas se manufacturan, por ejemplo, por QuestAir of British Columbia, Canadá.
El adsorbente sólido usado en un lecho de criba molecular se puede fabricar de cualquier de varios materiales. Preferiblemente, se usan zeolitas. Las zeolitas son materiales cristalinos compuestos de silicio y aluminio. Alternativamente, el pos-procesador puede ser un recipiente que usa un adsorbente que depende de la velocidad de la cual ciertas especies. Esto es conocido como una separación cinética absorbente (AKS) . Después de la saturación de CO2, la zeolita u otro material de lecho se puede regenerar o limpiar. Esto se puede hacer, por ejemplo, al disminuir la presión en el lecho y liberar los gases pacidos, o al hacer pasar un gas caliente a través de el. El gas caliente puede ser, por ejemplo, un gas metano caliente o nitrógeno calentado. El gas metano caliente se puede capturar y luego usar como combustible de proceso tal como para la operación de equipo de refrigeración, asumiendo que el contenido de H2S es suficientemente bajo.
Los lechos de criba molecular son ideales para el pos-procesamiento en cuanto que la corriente de metano de cabeza 662 está ya muy limpia. No se requiere pre-tratamiento adicional para alcanzar una corriente de gas de especificación LNG 672. Además, no existe una necesidad por una capa de sacrificio de material en el lecho empaquetado.
En lugar de un lecho de criba molecular, también se pueden emplear otros tipos de pos-procesadores (no mostrados) en relación con el sistema de procesamiento de gas 600. Por ejemplo, se pueden usar uno o más recipientes que aplican solventes químicos para absorber · gases ácidos. Alternativamente, el pos-procesador puede ser uno o más recipientes que aplican solventes físicos o solventes iónicos para remover CO2 residual. Una ventaja a estos solventes es que no son de base acuosa, de esta manera no se debe requerir deshidratación adicional de la corriente de meno de cabeza 662. Por su puesto, la adición de un sistema basado en solvente como el pos-procesador ayudará significativamente al conteo del equipo y por lo tanto no se prefiere.
Se puede observar que el pos-procesador permite la utilización de un sistema de remoción de gas ácido criogénico al cambiar el reflujo líquido reducido (es decir, reduciendo la capacidad de refrigeración y potencia) con un lecho de criba molecular corriente abajo 674 u otro pos-procesador para aumentar el C02 adicional, así como también el H2S. De esta manera, la corriente de metano de cabeza 662 puede exceder una especificación de LNG de 50 ppm para LNG, y una especificación de H2S de 4 ppm para LNG, sabiendo que el posprocesador de corriente abajo 674, por ejemplo, el lecho de criba molecular, removerá el gas ácido adicional para llevar el producto de gas final en el cumplimiento con las especificaciones .
En cualquier forma, el pos-procesador genera una corriente de gas de ventas final 676. La corriente de gas de venta final es adecuada para un proceso de licuefacción corriente abajo, dando por resultado finalmente la venta del gas natural licuado, o LNG.
Las Figuras 7A, 7B y 7C juntas presentan una gráfica de flujo. La gráfica de flujo presenta un método 700 para remover gases ácidos para una corriente de gas crudo usando un sistema de remoción de gas ácido de acuerdo con las presentes invenciones, en una modalidad.
El método 700 primero incluye recibir una corriente de gas crudo. Esta etapa se muestra en la Casilla1 705. La corriente de gas crudo es recibida como un resultado de las actividades de producción de hidrocarburos. Establecido de otra manera, la corriente de gas crudo se ha producido de un depósito subterráneo y se ha llevado a la superficie para procesamiento .
De acuerdo con el método 700, la corriente de gas crudo contiene hidrocarburos compresibles. Estos representan principalmente metano. Sin embargo, cantidades trazas de etano, nitrógeno, helio y otros gases ligeros también pueden estar presentes. La corriente de gas crudo contiene además gases ácidos. Los gases ácidos pueden comprender dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, mercaptanos y otros contaminantes. El contenido de gas ácido de la corriente de gas crudo puede representar, por ejemplo, cualquiera de aproximadamente 5 a 60 por ciento en mol de la corriente de gas total.
En su forma producida, la corriente de gas crudo más probablemente también contiene agua o salmuera. Por lo tanto, como parte del método 700 la corriente de gas crudo se toma a través de un proceso de deshidratación . En un aspecto, la corriente de gas crudo se hace pasar opcionalmente a través de un primer lecho de criba molecular. Esta etapa se muestra en la Casilla 710.
En la presente solicitud, el lecho de criba' molecular adsorbe moléculas de agua de la corriente de gas crudo. De esta manera, el lecho de criba molecular en la etapa 710 actúa como un desecante. Los lechos de criba molecular para adsorber agua están disponibles de varias fuentes tales como Texas Technologies, Inc. of Cedar Park, Texas and Eurecat U.S. of Houston, Texas.
Después de la deshidratación, la corriente de gas crudo se puede hacer pasar a través de un sistema de refrigeración. Esta etapa se muestra en la Casilla 715. Esto se puede hacer, por ejemplo, al mover la corriente de gas a través de un enfriador tal como la unidad de refrigeración 150 de la Figura 1. Esto se puede seguir opcionalmente al hacer pasar la corriente de gas cruda a través de un expansor tal como el dispositivo de expansión 152. El expansor proporciona enfriamiento adicional de la corrienté de gas crudo.
De acuerdo con el método 700, la corriente de gas crudo después se depura de gases ácidos. Esto se logra al hacer pasar la corriente de gas crudo a través de una torre de destilación criogénica. La etapa de hacer pasar la corriente de gas crudo a través de una torre de destilación criogénica se muestra en' la Casilla 720.
La torre de destilación criogénica puede ser cualquier torre que opere para destilar un metano u otros gases de hidrocarburo ligeros de gases ácidos a través de un proceso que implica congelar intencionalmente partículas de C02. La torre de destilación criogénica puede ser, por ejemplo, la torre 100 de la Figura 1. Las partículas C02 congeladas se recolectan preferiblemente sobre una charola de fusión en el fondo de la sección de rocío de la torre de destilación. Conforme las partículas se funden y se vuelven líquido, el líquido puede decaer como cascada a través de una serie de charolas o tubos de descenso. Esto hace que el metano adicional escape de la solución y se mueva hacia arriba a través de la torre como un vapor, como se describe en lo anterior. El líquido enriquecido con C02 restante luego se captura como una corriente de gas ácido licuado de fondo incluyendo cualquier sulfuro de hidrógeno.
Como resultado de procesamiento la corriente de gas crudo a través de la torre de destilación criogénica, se produce una corriente de metano de cabeza. La corriente de metano de cabeza comprenderá preferiblemente no más de 5 por ciento en mol y, más preferiblemente, no más de aproximadamente 2 por ciento en mol de dióxido de carbono.
El método 700 después incluye refrigerar la corriente de metano de cabeza. La etapa de refrigerar la corriente de metano de cabeza se muestra en la Casilla 725 de la Figura 7A. El propósito de enfriar la corriente de metano de cabeza es para licuar por lo menos parcialmente el metano en la misma.
La corriente de metano de cabeza se enfria usando un sistema de refrigeración. El sistema puede ser, por ejemplo, una unidad de refrigeración de bucle cerrado, externa tal como una unidad de refrigeración de etileno o propano 170 en la Figura 1. Otro ejemplo de un sistema de refrigeración de bucle cerrado es una serie de enfriadores de cascada de propano y etileno. Alternativamente, el sistema de refrigeración puede ser un sistema de refrigeración de bucle abierto tal como cualquiera de los sistemas de refrigeración de bucle abierto mostrado en la patente norteamericana No. 6,053,007. En un aspecto, se usa un sistema de refrigeración de bucle abierto en donde la corriente de metano de cabeza 14 toma calor de la corriente de liquido de retorno a través de un intercambiador de calor y luego se comprime. El gas comprimido luego se enfria a temperaturas casi ambientales usando enfriadores aéreos, o, posiblemente, un enfriador de agua marina. El gas se puede enfriar adicionalmente a temperaturas sub-ambientales usando un enfriador de propano, por ejemplo. Un sistema de refrigeración de bucle abierto se muestra en y se describe en relación con la Figura 6.
El método 700 después incluye separar por lo menos una porción de la corriente de metano de cabeza para generar reflujo liquido. Esta etapa se proporciona en la Casilla 730 de la Figura 7B. El proceso de separar la parte de la corriente de metano de cabeza se hace preferiblemente después de que la corriente de metano se ha licuado por lo menos parcialmente. En otro aspecto, la corriente de metano de cabeza parcialmente licuado (tal como' la corriente 14) se lleva a cabo a través de un separador (tal como el condensador o separador de reflujo 172) . El separador crea una corriente de gas 16 y una corriente de liquido 18. Algo o toda la corriente de liquido 18 se reintroduce en ;la torre 100 como el reflujo liquido.
En relación con la refrigeración de la corriente de metano de cabeza, y como se implica en lo anterior, se opera un sistema de refrigeración. La etapa de operar el sistema de refrigeración se muestra en la Casilla 735. Un propósito para operar el sistema de refrigeración es generar una cantidad de reflujo liquido que removerá un porcentaje deseado de los gases ácidos de corriente de gas crudo. Aquellas personas de experiencia ordinaria en la técnica entenderán que existe correlación entre la cantidad del reflujo liquido inyectado de nuevo en la torre de destilación criogénica y la eficiencia con la cual los sólidos de dióxido de carbono se precipitan de la corriente de vapor dentro de la torre de destilación criogénica. Mientras se refrigera más vigorosamente el metano líquido es mayor la cantidad de reflujo líquido 18 que se genera, mientras es más efectiva la torre de destilación criogénica precipitará dióxido de carbono y otros gases ácidos. Sin embargo, el equipo de refrigeración es costoso, y mientras es más baja la temperatura del reflujo líquido y se genera más: reflujo líquido, se requiere más energía y equipo.
Bajo la etapa 735, el operador o diseñador de proceso no genera intencionalmente tanto reflujo líquido como para remover todos los gases ácidos. Establecido de otra forma, se ajusta la cantidad de reflujo para remover la mayoría pero no todo del dióxido de carbono. Por ejemplo, la cantidad del reflujo líquido se puede ajustar para llevar el contenido de dióxido de carbono de la corriente de gas crudo hasta aproximadamente 2 a 5 por ciento en mol. Alternativamente, la temperatura del reflujo líquido se puede ajustar para llevar el contenido de dióxido de carbono hasta las especificaciones de tubería. Se entiende , que la temperatura se ajustará por la presión de operación. Más específicamente, la temperatura se ajusta con base en una utilización entre la presión de operación, el número de charolas en la sección de destilación superior, o "sección de rectificación" y la cantidad del liquido de reflujo usado. En cualquier caso, se observa la energía requerida de otra manera del sistema de refrigeración para llevar la corriente de metano de cabeza en las especificaciones de LNG.
En una modalidad del método 700, se proporciona suficiente refrigeración en la etapa 735 para proporcionar una cantidad de reflujo líquido que removerá el dióxido de carbono de la corriente de metano de cabeza hasta un porcentaje de aproximadamente 0.5 a 2.0 por ciento; en mol. Esto representa una primera composición seleccionada. Después, el pos-procesador remueve el dióxido de carbono de la corriente de metano de cabeza hasta un nivel de aproximadamente 50 a 200 ppm. Esto representa una segunda composición seleccionada.
En una modalidad potencial, la refrigeración CFZ se minimiza al usar solo suficiente reflujo líquido (generado por ya sea refrigeración externa, o a través el proceso de bucle abierto, o de una planta de LNG) para congelar la concentración de entrada de CO2 hasta a aproximadamente 2% de C02 en la parte superior de la sección de rocío. El posprocesador luego remueve el C02 adicional abajo de 2%, por ejemplo, los requerimientos de LNG. De esta manera, la etapa de refrigeración 735 proporciona una compensación de los requerimientos de refrigeración con el equipo de criba molecular durante operaciones normales .
El método 700 después incluye inyectar por lo menos una porción del reflujo liquido de nuevo en la torre de destilación criogénica. Esta etapa se muestra en la casilla 740 de la Figura 7B. La etapa 740 de inyectar el reflujo liquido en la torre de destilación criogénica se presenta, por ejemplo, a través de la linea 21 de la Figura 1 y la linea 680 de la Figura 6. El propósito para inyectar el reflujo liquido de nuevo en la torre de destilación criogénica es proporcionar un fluido muy frió dentro de la torre que hace que el dióxido de carbono se precipite del vapor de metano como un sólido.
En un aspecto, el reflujo liquido separado.18 cae a través, de las charolas y se vuelve finalmente roció liquido frío 21. En otra modalidad, la porción de la corriente de metano de cabeza que es el reflujo líquido se puede inyectar directamente en la torre de destilación tal como a través de la línea de líquido 680 del sistema de procesamiento de gas 600. En cualquier caso, la corriente de líquidos 21 o 680 se somete preferiblemente al aumento de presión, tal como a través del aumentador 176 de la Figura 1.
En un arreglo, el metano líquido se reinyecta en la columna 640 a una temperatura de, por ; ejemplo, aproximadamente -84°C a -95°C (-120°F a -140°F). Sin embargo, las condiciones de operación bajo las cuales un componente de gas ácido de la corriente de gas crudo se congelará es una función de un número de variables. Estos incluyen, por ejemplo, la composición de corriente de gas crudo, el carácter químico del componente de gas ácido congelable, y la temperatura y presión del sistema de separación. Benéficamente, las condiciones de formación de sólidos para cualquier componente congelable de la corriente de gas crudo se pueden determinar a través del uso de software de simulación de proceso comercialmente disponible.
Después, la porción de la corriente de metano de cabeza que no se separa como reflujo líquido se hace pasar a través de un procesador no criogénico. Esta etapa se muestra en la Casilla 745. El propósito de hacer pasar la corriente de metano de cabeza restante a través del lecho de criba molecular 674 es para remover adicionalmente gases ácidos. El resultado es una corriente de gas final que tiene menor que aproximadamente 200 ppm de dióxido de carbono. Más preferiblemente, el contenido de CO2 es menor que aproximadamente 50 ppm.
En un aspecto, el contenido de dióxido de carbono cumple con las especificaciones de tubería. Alternativamente, el contenido de dióxido de carbono cumple con los estándares de gas natural licuado (LNG) , es decir, menor que 50 ppm de C02 y menor que aproximadamente 4 ppm de H2S. El LNG se puede importar de otro país y descargar de los Estados Unidos en una terminal de importación.
El pos-procesador no criogénico puede ser uno de una variedad de diferentes tipos de recipientes o sistemas de remoción de gas ácido para remover dióxido de carbono de una corriente de gas metano. Preferiblemente, el pre-procesador es un lecho de criba molecular. El lecho de criba molecular puede ser, por ejemplo, un lecho de 4-Angstrom o 5^Angstrom que es capaz de remover dióxido de carbono de una corriente de gas metano. Sin embargo, el post-procesador puede ser alternativamente uno o más recipientes que emplean solventes químicos para depurar el gas ácido de la corriente de metano. Alternativamente, el post-procesador puede ser uno o más recipientes que ponen en contacto líquidos iónicos o solventes físicos con el metano para remover el dióxido, de carbono residual.
Cuando un lecho de criba molecular se usa como el post-procesador, se introduce preferiblemente al sistema de remoción de gas ácido en un estado sustancialmente limpio. Durante el curso de la operación el lecho de criba se satura con dióxido de carbono. De interés, en el presente método 700, el lecho de criba molecular que se ha saturado con el dióxido de carbono puede servir como un segundo lecho de criba molecular para reemplazar el primer lecho ¡de criba molecular de la etapa 710. Esto se lleva a cabo cuando el primer lecho de criba molecular se ha saturado con agua. La etapa de reemplazar el primer lecho criba molecular con el segundo lecho de criba molecular se muestra en la Casilla 750.
Se observa que un lecho de criba molecular desplazará de manera preferente dióxido de carbono al adsorber vapor de agua. Esto es debido a que el agua se adsorbe más firmemente que el C02. Consecuentemente, el vapor de agua desplazará o desabsorberá CO2 que se ha adsorbido previamente en el lecho de criba molecular. Esto significa que el segundo lecho de criba molecular (saturado con dióxido de carbono adsorbido) se puede instalar como el primer lecho de criba molecular para propósitos de deshidratación, sin someterse a un proceso de regeneración previo. El segundo lecho de criba molecular ahora deshidratará la corriente de gas crudo y pasará el dióxido de carbono desplazado en la torre de destilación criogénica. Puesto que la cantidad de C02 liberado del segundo- lecho de criba molecular en la torre es relativamente pequeña, la torre de destilación puede procesarla con poco o nada de pérdida en capacidad. De esta manera, se crea una sinergia inherente entre los lechos de criba molecular usados corriente arriba y corriente abajo con el método 700.
Se entiende que el primer lecho de criba molecular de la etapa 710 que ahora se ha saturado con agua se debe someter a un proceso de regeneración de dedicado. La etapa de regeneración se indica en la Casilla 755 en la Figura 7C. La regeneración del lecho de criba hidratada implica típicamente dirigir un gas calentado a través del lecho de criba molecular. El gas calentado puede ser gas metano de, por ejemplo, corriente de gas de venta 676, o nitrógeno calentado. Después, el lecho de criba molecular se enfría y se coloca a un lado para servicio posterior. En el ; presente método 700, el servicio posterior significa la remoción de C02 corriente abajo de la torre de destilación, por ejemplo, un post-procesador o lecho de pos-refinado. i El método 700 también puede incluir la etapa de reemplazar el segundo lecho de criba molecular (usado corriente abajo de la torre de destilación criogénica) con un tercer lecho de criba molecular. Esta etapa se muestra en la Casilla 760. El tercer lecho de criba molecular puede ser un nuevo lecho de criba. Alternativamente, el tercer lecho de criba molecular puede ser un lecho que se ha regenerado de un servicio previo, tal como un lecho regenerado de la etapa 755.
Se entiende que la velocidad de saturación para un lecho de criba molecular puede ser diferente al adsorber el agua que al adsorber gases ácidos tal como C02 y H2S. La velocidad de saturación para cualquier lecho de criba molecular depende de tales variables como las velocidades del flujo de fluido, las concentraciones respectivas de contaminantes dentro de los fluidos, y la capacidad para adsorber los diferentes contaminantes. En el presente contexto, esto significa que el primer lecho de criba molecular (que adsorbe principalmente agua en relación con la etapa 710) , y el segundo lecho de criba molecular (que adsorbe principalmente CO2 en relación con la etapa 740), no se puede saturar al mismo tiempo. En general, la capacidad de lecho de criba molecular es sustancialmente inferior para H2S y C02 que para el vapor de agua. Sin embargo, puede haber una mayor cantidad de agua que C02, por ejemplo. En cualquier caso, también se puede incluir uno o más de dos lechos de criba molecular en una rotación para operación continua.
En un modo de operación, tres lechos de criba molecular se colocan en servicio. Un lecho sería en el servicio de deshidratación; otro sería el servicio posrefinado; y un tercer lecho sería . someterse a la regeneración. La regeneración incluiría, por supuesto, calentamiento, seguido por enfriamiento, seguido por enfriamiento, seguido por el reemplazo en el modo de espera. Este proceso para usar tres lechos de criba molecular se compara venta osamente con el uso conocido de un mínimo de cuatro lechos de criba en donde los servicios de deshidratación y refinado se mantiene separados.
La Figura 7C muestra una etapa 765 de colocar el primer lecho de criba molecular regenerado en espera para reemplazar el tercer lecho de criba molecular. El reemplazo se lleva a cabo cuando el tercer lecho de criba molecular se satura con dióxido de carbono, o cuando algo del lecho de criba de reemplazo subsecuente se satura con dióxido de carbono. Alternativamente, el reemplazo se puede conducir por la saturación del lecho adsorbente en el servicio de desecación.
En un aspecto, se emplean cuatro lechos de criba molecular en una rotación. Un primer lecho de criba se emplea para el servicio de remoción de C02 para la corriente de metano de cabeza.. Un secundo lecho de criba, que estuvo previamente en el servicio de remoción de CO2 para él gas de cabeza, ahora está en servicio de deshidratación para la corriente de gas crudo. El tercer lecho de criba está siendo regenerado. Esto se hace típicamente al calentar el tercer lecho con un gas de purga. El gas de purga se hace pasar usualmente a través del tercer lecho en una dirección de contraflujo en una presión inferior. El cuarto lecho está en un modo de enfriamiento después de haber estado en i regeneración. El enfriamiento se hace típicamente al hacer fluir un gas frío a través del cuarto lecho. El cuarto lecho de criba molecular se cambiará al servicio de remoción de C02 tan pronto como el primer lecho de criba se sature sustancialmente con dióxido de carbono. De esta forma la rotación continúa.
En relación con el método 700 para remover gases ácidos de una corriente de gas crudo, los tiempos de ciclo relacionados con las etapas 750 y 760 se pueden ajustar. El operador debe tener un entendimiento de que tanto tiempo toma el lecho adsorbente sólido corriente arriba de la torre de destilación para ser hidratado, es decir, ser saturado con agua, y que tanto tiempo toma el lecho adsorbente sólido corriente abajo de la torre de destilación para ser saturado con C02. Los tiempos de ciclo se deben ajustar para prevenir una "penetración" de agua o gases ácidos de lo,s lechos respectivos, aun en las condiciones de alimentación más extremas. Esto significa que alguna parte de los lechos respectivos no se puede utilizar completamente ; para la adsorción .
También se observa que el material tal como zeolita que se usa en los lechos adsorbentes sólidos tiende a ser menos activa o menos adsorbente a través del tiempo. El material adsorbente será más efectivo en el inicio de una corrida ("SOR") que al final de una corrida ( "EOR" ) . Esto significa que los lechos adsorbentes sólidos pueden necesitar ser reciclados más frecuentemente conforme el tiempo pasa. De esta manera, en un aspecto, los tiempos de ciclo relacionados con las estas 750 y 760 se acortan progresivamente.
El control de tiempo de ciclo fijo es aplicable sin el lecho adsorbente sólido (tal como el lecho de deshidratación 625) es un lecho de criba molecular o un lecho de adsorción oscilante por presión. Se entiende que para los procesos de adsorción oscilantes por presión, los tiempos de ciclo serán mucho más cortos. Por ejemplo, los tiempos de ciclo para los lechos de adsorción oscilante por presión tienden a estar en el orden de minutos a un segundo antes que de horas.
Se prefiere que los tiempos de ciclo se controlen a través de un sistema de control. De esta manera, en un aspecto, el sistema de procesamiento de gas 600 incluye un sistema de control. El sistema de control puede, por: ejemplo, controlar la regeneración del lecho adsorbente sólido 625 usado para la deshidratación para asegurar que la "penetración" medible de agua no ocurra durante el proceso de deshidratación. El control se puede hacer con base en los programas de tiempo fijos. Por ejemplo, el segundo lecho descrito en lo anterior puede estar en servicio de deshidratación durante 12 horas, mientras que el tercer lecho se somete a regeneración durante 6 horas. El cuarto lecho se puede someter al enfriamiento durante tres horas, y luego se coloca en espera durante tres horas. El cuarto lecho regenerado enfriado luego se pone en servicio mientras que el primer lecho se saca de servicio y se coloca en el servicio de deshidratación.
En un aspecto, el sistema de control emplea un esquema de control "de alimentación anticipada. La Figura 8A proporciona un diagrama esquemático de un sistema de control 800A que usa el control de alimentación anticipada. En la Figura 8A, se observa el lecho adsorbente sólido 625 del sistema 600 usado para la deshidratación . Además, se indica la corriente de gas crudo parcialmente deshidratado 624 la corriente de gas crudo 624 está siendo dirigida en el lecho 625 para deshidratación adicional. La corriente de gas crudo 624 se procesa finalmente en un sistema de remoción de gas ácido que tiene una torre de destilación criogénica. Un sistema de remoción de gas ácido se muestra esquemáticamente en 850 que recibe una corriente de gas ácido deshidratado adicional 820 del lecho 625.
El sistema de control 800A primero puede incluir un medidor de flujo 805. El medidor de flujo 805 se coloca a lo largo de la corriente de gas crudo 624. El medidor de flujo 805 mide la velocidad de flujo de la corriente de gas crudo 624 en el lecho adsorbente sólido 625. El sistema de control 800A también incluye un dispositivo de medición 810 el dispositivo de medición 810 se usa para medir la concentración de agua en la corriente de gas crudo 624. El dispositivo de medición 810 puede ser, por ejemplo, uno donde el cambio en la constante dieléctrica de la alúmina se mide como una función de la humedad adsorbida sobre la misma. Observar que el dispositivo de medición 810 es opcional. En este aspecto, la concentración de vapor de agua se puede saber indirectamente. Por ejemplo, si el contenido de agua corriente arriba se controla al enfriar el gas, se puede asumir que el gas se satura con agua en la temperátura del enfriador.
Usando el gasto de flujo detectado de la corriente de gas ácido 624 y la concentración de vapor de agua medida o conocida, el operador puede multiplicar estos valores para determinar la cantidad total de contaminante, es decir, agua que ha ido al lecho adsorbente sólido 625 durante un periodo de tiempo. Al comparar esta cantidad a un cálculo modelo de la capacidad del lecho (opcionalmente tomando su edad en el conteo) , es posible determinar un tiempo de ciclo más óptimo. Esto se puede hacer automáticamente al usar una unidad de control distribuida 811.
Un medio alternativo para modificar el ciclo es proporcionar un dispositivo de medición capaz de medición en linea del contenido de agua cerca del efluente del lecho adsorbente sólido 625 usado para la deshidratación . Un sistema de control 800B que usa este dispositivo de medición se proporciona en la Figura 8B. El sistema de control 800B usa un control de retroalimentación directo.
La Figura 8B proporciona un diagrama esquemático de un sistema de control 800B que usa un control de retroalimentación directa. En la Figura 8B, él lecho adsorbente sólido 625 del sistema 600 usado para la deshidratación se observa nuevamente. Además, se indica parcialmente la corriente de gas crudo parcialmente deshidratado 624. La corriente de gas crudo 624 está siendo dirigida en el lecho 625 para deshidratación adicional. La corriente de gas crudo 624 se procesa finalmente (después de la deshidratación adicional usando el lecho 625) en el sistema de remoción de gas ácido 850.
Diferente al sistema de control 800A, el sistema de control 800B no incluye un medidor de flujo. Sin embargo, el sistema de control 800B incluye un dispositivo de medición 810' . En lugar de medir la concentración de gases ácidos en la corriente de gas crudo 624, el dispositivo de , medición 810' mide la concentración de agua arriba de la salida del lecho adsorbente sólido 625. El dispositivo de medición 810' muestrea el efluente inmediatamente dentro del lecho 625 o justo arriba de la salida 815. De esta forma, el adsorbente se puede cambiar antes de cualquier contaminante, es decir, agua, pasando la salida 815. Preferiblemente, el dispositivo de medición 810' se coloca aproximadamente un pie arriba del fondo del lecho adsorbente sólido 625 para evitar cualquiera fuga de vapor de agua en el gas tratado.
Las mediciones tomadas por el dispositivo de medición 810' se envían a una unidad de control 811. La unidad de control 811 comprende una unidad de procesamientos central, o CPU. El CPU se puede implementar como cualquier tipo de procesador que incluye microprocesadores comercialmente disponibles de compañías tales como Intel, AMD, Motorola, Hitachi y NEC. La unidad de control 811 recibe mediciones de agua del dispositivo de medición 810' y determina si el lecho 625 está cercano a la penetración de agua. Si el lecho 625 cercano a la capacidad total, la unidad de control 811 envía la señal apropiada al final del ciclo del servicio de deshidratación para ese lecho. El siguiente lecho adsorbente¦ sólido (es decir, un lecho que ha estado en el servicio de remoción de gas ácido) luego se coloca en el servicio de deshidratación.
Los sistemas de control 800A y 800B se muestran en el contexto para medir las concentraciones de agua en relación con la operación de un lecho adsorbente sólido usado para la deshidratación. Tal lecho adsorbente sólido se usa en el presente contexto corriente arriba de una torre de destilación criogénica. Sin embargo, los sistemas de control 800A y 800B del mismo modo se pueden usar en relación con la operación de un lecho adsorbente sólido usado para la remoción de C02 de una corriente de metano de cabeza. Tal lecho adsorbente sólido se usa en el presente i contexto corriente abajo de la torre de destilación criogénica.
El uso de equipo de criba molecular corriente abajo de una torre de destilación criogénica no es solamente ventajoso para reducir las concentraciones de gas ácido para cumplir con las especificaciones LNG durante operaciones normales, sino también se puede utilizar para la remover inicialmente C02 de la corriente de gas crudo durante un inicio "sucio". Tal sistema se describe más completamente en relación con la patente norteamericana No. 5,062,270. La Figura 1 de esa patente y la descripción textural acompañante son referidas a y se incorpora en la presente a manera de referencia.
En operación, la corriente de gas crudo se alimenta inicialmente en un recipiente de deshidratación (tal como el recipiente de deshidratación 620) . Antes de entrar la torre de destilación, la corriente de gas después se hace pasar a través del equipo de refrigeración a fin de generar una corriente de gas crudo enfriada. El equipo de refrigeración puede comprender un enfriador de propano que disminuye la temperatura de la corriente de gas crudo a aproximadamente -37°C (-35°F) . El equipo de refrigeración también puede incluir un enfriador de entrada que reduce adicionalmente la temperatura de la corriente de gas crudo a aproximadamente -40°C a -54°C (-40°F a -65°F). El equipo de refrigeración también puede incluir un dispositivo de expansión para proporcionar enfriamiento aun adicional del gas deshidratado. El dispositivo de expansión puede ser un tubo-expai?isor, una turbina hidráulica o una válvula Joule-Thompson . El dispositivo de expansión reduce adicionalmente la temperatura de la corriente de gas crudo a aproximadamente -80°C a -86°C (-112°F a -123°F) .
La corriente de gas deshidratado y enfriado después se alimenta en la torre de destilación. La torre de destilación trabaja para separar la corriente de gas crudo en una corriente de metano de cabeza y una corriente de gas ácido de fondo, como se discute anteriormente en relación con cualquiera de las torres 100 o 640. El reflujo completo más la corriente de venta se trata con el lecho de criba molecular corriente abajo.
La columna de destilación (tal como la torre 640) , que incluye la sección de rectificación y el intercambiador cruzado (tal como el intercambiador cruzado 664) se enfrian al inicial los sistemas de refrigeración corriente arriba de la columna pero no haciéndolos tan fríos como para C02 sólido en la superficie de transferencia de calor dentro de los enfriadores. Durante este tiempo, el gas metano endulzado se libera de la cabeza de arriba de la columna y luego se hace fluir a través del lecho adsorbente sólido corriente abajo de la columna a fin de remover el C02. El gas luego se recicla a la entrada de la columna tal que se logra un contenido de C02 progresivamente inferior. Una vez que el contenido de C02 está suficientemente bajo para cumplir con las especificaciones de tubería iniciales, la refrigeración se puede ajustar a niveles normales, ya que no habrá suficiente CO2 en el gas para congelarse en la superficie de transferencia de calor dentro de los intercambiadores de calor .
Se observa que el gas no va a la tubería de venta (o planta LNG) mientras que el gas está siendo reciclado a través de la columna. El pos-refinado remueve suficiente C02 para que la tubería de entrada y los componentes internos de la torre de destilación no acumulen sólidos durante las últimas etapas de inicio. Establecido de otra manera, el gas que contiene altos niveles de CO2 no se expone inicialmente a superficies frías dentro de la torre de destilación o el intercambiador cruzado donde el C02 se puede congelar y causar taponamiento. Una vez que se establecen los perfiles de concentración de C02 apropiados, el gas endulzado se puede procesar a través del sistema de refrigeración y el hecho de criba molecular corriente abajo de la columna, con una porción sustancial del producto de metano de cabeza que va a las ventas o a un proceso de LNG.
También se observa que durante el inicio, una porción del gas refinado se suministra a la torre de destilación como reflujo líquido. El lecho de criba molecular remueve el C02 a bajos niveles para que la torre de destilación no congele C02 significativo conforme el reflujo líquido se rocía a través de la sección de rectificación.
Mientras que será evidente que las invenciones en la presente descritas son bien calculadas para lograr los beneficios y ventajas expuestos en lo anterior, se apreciará que las invenciones son susceptibles a modificación, variación y cambio sin apartarse del espíritu de las mismas. Se proporcionan mejoras a la operación de un proceso de remoción de gas ácido usando una zona de congelación controlada. Las mejoras proporcionan un diseño para! remoción de C02 hasta niveles muy bajos en el gas de producto. Las invenciones en la presente también reducen los requerimientos de refrigeración de las torres de destilación criogénicas mientras que cumplan con las especificaciones de LNG para el CO2 máximo permisible.

Claims (47)

REIVINDICACIONES
1. Un sistema para la remoción de gases ácidos de una corriente de gas crudo, caracterizado porque comprende: una torre de destilación criogénica, la torre que tiene una zona de destilación inferior y una zona de congelación controlada intermedia que recibe un roció liquido frío comprendido principalmente de metano, la torre que recibe y luego separa la corriente de gas crudó en una corriente de metano de cabeza y una corriente de gas ácido licuado de fondo; el equipo de refrigeración corriente abajo de la torre de destilación criogénica para enfriar la corriente de metano de cabeza y regresar una porción de la corriente de metano de cabeza a la torre de destilación criogénica como reflujo liquido; por lo menos un lecho adsorbente sólido corriente arriba de la torre de destilación criogénica para deshidratar por lo menos parcialmente la corriente de gas crudo; un lecho adsorbente sólido corriente abajo de la torre de destilación criogénica para adsorber por lo menos algunos ácidos restantes de la corriente de metano de cabeza enfriada; y por lo menos un lecho adsorbente sólido regenerado para reemplazar el por lo menos un lecho adsorbente sólido corriente abajo de la torre de destilación criogénica cuando el por lo menos un lecho adsorbente sólido corriente abajo de la torre de destilación criogénica se satura sustancialmente con dióxido de carbono; y en donde el equipo de refrigeración se diseña para generar reflujo liquido en una cantidad suficiente para remover gases ácidos de la corriente de gas crudo dentro de la torre de destilación criogénica hasta una; primera composición seleccionada, y suministrar la corriente de metano de cabeza al lecho adsorbente sólido corriente abajo de la torre de destilación criogénica para remover los gases ácidos restantes hasta una segunda composición seleccionada.
2. El sistema de conformidad con la reivindicación!, caracterizado porque: los gases ácidos comprenden dióxido de carbono; la cantidad del reflujo liquido generado es suficiente para remover dióxido de carbono de la corriente de gas crudo hasta una primera composición de aproximadamente 1 a 4 por ciento en mol; y el lecho adsorbente sólido corriente abajo de la torre de destilación criogénica remueve dióxido dé carbono adicional de la corriente de metano de cabeza hasta una segunda composición de aproximadamente 0.2 a 3.0 por ciento en mol.
3. El sistema de conformidad con la reivindicación!, caracterizado porque además comprende un sistema de control para controlar tiempos de ciclo de por lo menos un lecho adsorbente sólido corriente arriba de la torre de destilación.
. El sistema de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque el sistema de control comprende: un dispositivo de medición para medir la composición de agua en la corriente de gas crudo corriente arriba del por lo menos un lecho, adsorbente sólido corriente arriba de la torre de destilación; y un medidor de flujo para medir el gasto de flujo de la corriente de gas crudo en el lecho adsorbente sólido corriente arriba de la torre de destilación.
5. El sistema de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque el sistema de control comprende : un dispositivo de medición para medir la composición de agua arriba del efluente del por lo menos un lecho adsorbente sólido corriente arriba de la torre de destilación; y el sistema de control está configurado para apagar el flujo de fluidos a través del lecho adsorbente sólido corriente arriba de la torre de destilación cuando el dispositivo de medición detecta un nivel predeterminado de agua.
6. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque: la cantidad del reflujo liquido generado es suficiente para remover dióxido de carbono de la corriente de gas crudo hasta una primera composición que cumple las especificaciones de tubería; y el lecho adsorbente sólido corriente abajo de la torre de destilación criogénica remueve dióxido de carbono de la corriente de metano de cabeza hasta la segunda composición de gas ácido seleccionada que cumple las especificaciones de LNG .
7. El sistema de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el lecho adsorbente sólido corriente abajo de la torre de destilación criogénica remueve dióxido de carbono de la corriente de metano de cabeza hasta una composición menor que aproximadamente 100 ppm.
8. El sistema de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porque el lecho adsorbente sólido corriente abajo de la torre de destilación criogénica remueve dióxido de carbono de la corriente de metano de cabeza hasta una composición menor que aproximadamente 50 ppm.
9. El sistema de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el lecho adsorbente sólido corriente abajo de la torre de destilación criogénica es un lecho de criba molecular.
10. El sistema de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque: los gases ácidos comprenden además sulfuro de hidrógeno; y el lecho de criba molecular corriente abajo de la torre de destilación criogénica remueve sulfuro de hidrógeno de la corriente de metano de cabeza hasta una composición menor que aproximadamente 10 ppm.
11. El sistema de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque el lecho de criba molecular corriente abajo de la torre de destilación criogénica remueve sulfuro de hidrógeno de la corriente de metano de cabeza hasta una composición menor que aproximadamente 4 ppm.
12. El sistema de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque además comprende: uno o más recipientes corriente abajo de la torre de destilación criogénica para separar adicionalmente dióxido de carbono de metano usando ya sea (i) líquidos iónicos, (ii) solventes físicos o (iii) solventes químicos.
13. El sistema de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque: el por lo menos un lecho adsorbente sólido corriente arriba de la torre de destilación criogénica es un lecho de criba molecular; y el por lo menos un lecho adsorbente sólido en reserva también es un lecho de criba molecular.
14. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el equipo de refrigeración comprende: un sistema de refrigeración de bucle abierto, o un sistema de refrigeración de bucle cerrado.
15. El sistema de 'conformidad don la reivindicación 1, caracterizado porque: la corriente de gas crudo comprende además nitrógeno; y el sistema comprende además un lecho adsorbente sólido corriente abajo de la torre de destilación criogénica para adsorber por lo menos algo de nitrógeno de la corriente de metano de cabeza enfriado.
16. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el por lo menos un lecho adsorbente sólido corriente abajo de la torre de destilación criogénica está configurado para reemplazar el por lo menos un lecho adsorbente sólido corriente arriba de la torre de destilación criogénica en un ciclo de regeneración .
17. Un método para remover gases ácidos de una corriente de gas crudo, caracterizado porque comprende: proporcionar una torre de destilación criogénica, la torre que tiene una zona de destilación inferior y una zona de congelación controlada intermedia que recibe un rocío líquido frío comprendido principalmente de metano; recibir la corriente de gas crudo en la torre de destilación criogénica; separar la corriente de gas crudo en la torre de destilación criogénica en una corriente de metano de; cabeza y una corriente de gas ácido de fondo; hacer pasar la corriente de metano de cabeza a través de un sistema de refrigeración corriente abajo de la torre de destilación criogénica, el sistema de refrigeración que enfría la corriente de metano de cabeza; regresar una primera porción de la corriente de metano de cabeza enfriado a la torre de destilación criogénica como reflujo líquido para servir como el rocío de líquido frío; hacer pasar una segunda porción de la corriente de metano de cabeza enfriado a través de un lecho adsorbente sólido corriente abajo de la torre de destilación criogénica para remover gases ácidos adicionales y para generar una corriente de gas refinado; y diseñar el sistema de refrigeración para producir el reflujo líquido en cantidad suficiente como para remover gases ácidos de .la corriente de gas crudo- dentro de la torre de destilación criogénica hasta una primera composición seleccionada, y suministrar la corriente de metano de cabeza al lecho adsorbente sólido corriente abajo de la torre de destilación criogénica para remover gases ácidos adicionales hasta una segunda composición seleccionada.
18. El método de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque: los gases ácidos comprenden dióxido de carbono; la cantidad del reflujo liquido generado es suficiente para remover dióxido de carbono de la cor-riente de gas crudo hasta una primera composición de aproximadamente 1 a 4 por ciento en mol; y el lecho adsorbente sólido corriente abajo de la torre de destilación criogénica remueve dióxido de carbono adicional de la corriente de metano de cabeza hasta una segunda composición de aproximadamente 0.2 a 3.0 por ciento en mol .
19. El método de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque: la cantidad del reflujo liquido generado es suficiente para remover dióxido de carbono de la corriente de gas crudo hasta la primera composición que cumple las especificaciones de tubería; y el lecho adsorbente sólido corriente abajo de la torre de destilación criogénica remueve dióxido de carbono de la corriente de metano de cabeza hasta la segunda composición seleccionada que cumple las especificaciones de LNG.,
20. El método de conformidad con la reivindicación 19, caracterizado porque las especificaciones dé tubería requieren un contenido de dióxido de carbono que es ¡menor que aproximadamente 3.0 por ciento en mol.
21. El método de conformidad con la reivindicación 19, caracterizado porque las especificaciones j de LNG requieren un contenido de dióxido de carbono que es jmenor que aproximadamente 50 ppm. |
22. El método de conformidad con la reivindicación 19, caracterizado porque el lecho adsorbente sólido corriente abajo de la torre de destilación criogénica remueve dióxido de carbono de la corriente de metano de cabeza hasta una composición menor que aproximadamente 100 ppm.
23. El método de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado porque el lecho adsorbente sólido i corriente abajo de la torre de destilación criogénica es un1 lecho de criba molecular.
24. El método de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado porque: los gases ácidos comprenden además sulfuro de hidrógeno; y el lecho adsorbente sólido corriente abajo de la torre de destilación criogénica remueve sulfuro de hidrógeno de la corriente de metano de cabeza de cabeza hasta una composición menor que aproximadamente 10 ppm.
25. El método de conformidad con la reivindicación 24, caracterizado porque: el lecho adsorbente sólido corriente abajo de la torre de destilación criogénica es un lecho de criba molecular; y el lecho de criba molecular remueve sulfuro de hidrógeno de la corriente de metano de cabeza hasta una composición menor que aproximadamente 4 ppm.
26. El método de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado porque además comprende: proporcionar uno o más recipientes corriente abajo de la torre de destilación criogénica para < separar adicionalmente dióxido de carbono del metano usando ya sea (i) líquidos iónicos, (ii) solventes físicos o (iii) solventes químicos.
27. El método de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado porque además comprende: deshidratar por lo menos parcialmente la corriente de gas crudo al hacer pasar la corriente de gas crudo a través de un lecho adsorbente sólido corriente arriba de la torre de destilación criogénica.
28. El método de conformidad con la reivindicación 27, caracterizado porque además comprende: reemplazar el lecho adsorbente sólido corriente arriba de la torre de destilación criogénica cuando el lecho de criba molecular corriente arriba de la torre de destilación criogénica se satura sustancialmente con agua.
29. El método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado porque el lecho adsorbente sólido corriente abajo de la torre de destilación criogénica y ¡el lecho adsorbente sólido corriente arriba de la torre de destilación criogénica son cada uno lechos de criba molecular.
30. El método de conformidad con la reivindicación 29, caracterizado porque además comprende: saturar el lecho corriente arriba de la torre de destilación criogénica con agua adsorbida y reemplazar el lecho corriente arriba de la torre de destilación criogénica con un lecho de criba molecular que se ha saturado con gas ácido a través del uso como un lecho adsorbente sólido corriente abajo de la torre de destilación criogénica.
31. El método de conformidad con la reivindicación 30, caracterizado porque además comprende: regenerar el lecho de criba molecular corriente arriba de la torre de destilación criogénica después de que el lecho de criba molecular corriente arriba de la torre de destilación criogénica se satura sustancialmente con agua.
32. El método de conformidad con la reivindicación 31, caracterizado porque la regeneración del lecho de criba molecular corriente arriba de la torre de destilación criogénica usa ya sea adsorción oscilante térmica o adsorción oscilante por presión.
33. El método de conformidad con la reivindicación 31, caracterizado porque además comprende: reemplazar el lecho de criba molecular corriente abajo de la torre de destilación criogénica cuando: el lecho de criba molecular corriente abajo de la torre de destilación criogénica se satura sustancialmente con dióxido de carbono con un lecho de criba molecular regenerado previamente en servicio para la deshidratación corriente arriba de la torre de destilación criogénica.
34. El método de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado porque además comprende: inyectar por lo menos una porción de la corriente de gas ácido de fondo en una formación subterránea a través de por lo menos un pozo de inyección de gas ácido.
35. Un método para remover gases ácidos de una corriente de gas crudo, caracterizado porque comprende: hacer pasar una corriente de gas crudo a través de un primer lecho de criba molecular para generar una corriente de gas de entrada que es por lo menos parcialmente deshidratado; mover la corriente de gas centrada en una torre de destilación criogénica, la torre que tiene una zona de destilación inferior y una zona de congelación controlada intermedia que recibe un roció liquido frió comprendido principalmente de metano; liberar una corriente de metano de cabeza de la torre de destilación criogénica; hacer pasar la corriente de metano de cabeza a través de un segundo lecho de criba molecular corriente abajo de la torre de destilación criogénica para remover gases ácidos adicionales y- para generar una corriente de gas refinado; remover el primer lecho de criba molecular corriente arriba de la torre de destilación criogénica cuando el lecho de criba molecular corriente arriba de la, torre de destilación criogénica se satura sustancialmente con agua; y reemplazar el lecho de criba molecular corriente arriba de la torre de destilación criogénica con un lecho de criba molecular que se ha saturado previamente de manera sustancial con dióxido de carbono como resultado del uso como el segundo lecho de criba molecular corriente abajo de la torre de destilación criogénica.
36. El método de conformidad con la reivindicación 35, caracterizado porque además comprende: regenerar el lecho de criba molecular corriente arriba de la torre de destilación criogénica después de que el lecho de criba molecular corriente arriba de la torre de destilación criogénica se ha saturado sustancialmente con agua .
37. El método de conformidad con la reivindicación 36, caracterizado porque además comprende: hacer pasar la corriente de metano de cabeza a través de un sistema de refrigeración corriente abajo de la torre de destilación criogénica a fin de enfriar la !corriente de metano de cabeza antes de que la corriente de metano de cabeza se haga pasar a través del segundo lecho de criba molecular.
38. El método de conformidad con la reivindicación 37, caracterizado porque además comprende: regresar una porción de la corriente de metano de cabeza enfriado a la torre de destilación criogénica como reflujo liquido.
39. El método de conformidad con la reivindicación 36, caracterizado porque el sistema de refrigeración se diseña para producir reflujo líquido en una 1 cantidad suficiente para remover gases ácidos de la corriente de gas de entrada dentro de la torres de destilación criogénica hasta una primera composición seleccionada, y para suministrar la corriente de metano de cabeza al lecho de criba molecular corriente abajo de la torre de destilación criogénica para remover los gases ácidos adicionales hasta una segunda composición inferior.
40. El método de conformidad con la reivindicación 39, caracterizado porque: los gases ácidos comprenden dióxido de carbono; la cantidad del reflujo liquido generado es suficiente para remover dióxido de carbono de la corriente de gas de entrada hasta una primera composición de aproximadamente 1 a 4 por ciento en mol; y el lecho de criba molecular corriente abajo de la torre de destilación criogénica remueve dióxido de carbono adicional de la corriente de metano de cabeza hasta una segunda composición de aproximadamente 0.2 a 3.0 por ciento en mol.
41. El método de conformidad con la reivindicación 39, caracterizado porque: la cantidad del reflujo liquido generado es suficiente para remover dióxido de carbono de la corriente de gas de entrada hasta una primera composición que cumple las especificaciones de tubería; y el lecho de criba molecular corriente abajo de la torre de destilación criogénica remueve dióxido de carbono de la corriente de metano de cabeza hasta una1 segunda composición que cumple las especificaciones de LNG.
42. El método de conformidad con la reivindicación 41, caracterizado porque las especificaciones de tubería requieren un contenido de dióxido de carbono que es menor que aproximadamente 3.0 por ciento en mol.
43. El método de conformidad con la reivindicación 42, caracterizado porque las especificaciones de LNG requieren un contenido de dióxido de carbono que es menor que aproximadamente 100 ppm.
44. El método de conformidad con la reivindicación 38, caracterizado porque el lecho de criba molecular corriente abajo de la torre de destilación criogénica remueve dióxido de carbono de la corriente de metano de cabeza hasta una composición menor que aproximadamente 50 ppm.
45. El método de conformidad con la reivindicación 36, caracterizado porque: los gases ácidos comprenden además sulfuro de hidrógeno; y el lecho de criba molecular corriente abajo de la torre de destilación criogénica remueve sulfuro de hidrógeno de la corriente de metano de cabeza hasta una composición menor que aproximadamente 10 ppm.
46. El método de conformidad con la reivindicación 36, caracterizado porque además comprende: reemplazar el lecho de criba molecular corriente abajo de la torre de destilación criogénica cuando el lecho de criba molecular corriente abajo de la torre de destilación criogénica se satura sustancialmente con dióxido de carbono con un lecho de criba molecular regenerado que estuvo previamente en servicio corriente arriba de la torre de destilación criogénica. .
47. El método de conformidad con la reivindicación 39, caracterizado porque: los gases ácidos comprenden dióxido de carbono; la corriente de gas crudo comprende nitrógeno; y el método comprende además hacer pasar la corriente de metano de cabeza a través de un tercer lecho de criba molecular corriente abajo de la torre de destilación criogénica para remover nitrógeno de la corriente de metano de cabeza abajo de una cantidad de aproximadamente 3 por ciento en mol.
MX2011010404A 2009-04-20 2010-01-22 Sistema criogenico para remocion de gases acidos de una corriente de gas de hidrocarburo y metodo para remover gases acidos. MX2011010404A (es)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US17091909P 2009-04-20 2009-04-20
PCT/US2010/021785 WO2010123598A1 (en) 2009-04-20 2010-01-22 Cryogenic system for removing acid gases from a hyrdrocarbon gas stream, and method of removing acid gases

Publications (1)

Publication Number Publication Date
MX2011010404A true MX2011010404A (es) 2011-10-24

Family

ID=43011398

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
MX2011010404A MX2011010404A (es) 2009-04-20 2010-01-22 Sistema criogenico para remocion de gases acidos de una corriente de gas de hidrocarburo y metodo para remover gases acidos.

Country Status (12)

Country Link
US (1) US9423174B2 (es)
EP (1) EP2421942B1 (es)
JP (1) JP5632455B2 (es)
CN (1) CN102405275B (es)
AU (1) AU2010239718B2 (es)
BR (1) BRPI1014038A2 (es)
CA (1) CA2759037C (es)
EA (1) EA021006B1 (es)
MX (1) MX2011010404A (es)
MY (1) MY155414A (es)
SG (1) SG174865A1 (es)
WO (1) WO2010123598A1 (es)

Families Citing this family (85)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA025413B1 (ru) 2007-11-12 2016-12-30 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Способ и система для обработки газового потока
US9126138B2 (en) 2008-04-30 2015-09-08 Exxonmobil Upstream Research Company Method and apparatus for removal of oil from utility gas stream
WO2010123598A1 (en) 2009-04-20 2010-10-28 Exxonmobil Upstream Research Company Cryogenic system for removing acid gases from a hyrdrocarbon gas stream, and method of removing acid gases
MY160729A (en) * 2009-07-30 2017-03-15 Exxonmobil Upstream Res Co Systems and methods for removing heavy hydrocarbons and acid gases from a hydrocarbon gas stream
MY162263A (en) 2010-05-28 2017-05-31 Exxonmobil Upstream Res Co Integrated adsorber head and valve design and swing adsorption methods related thereto
TWI495501B (zh) 2010-11-15 2015-08-11 Exxonmobil Upstream Res Co 動力分餾器及用於氣體混合物之分餾的循環法
FR2971043B1 (fr) * 2011-01-31 2017-03-31 Ifp Energies Now Procede de liquefaction d'un gaz naturel a haute pression avec un pretraitement utilisant un solvant
CA2824986C (en) 2011-03-01 2017-05-09 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and systems having an encased adsorbent contactor and swing adsorption processes related thereto
CA2824162A1 (en) 2011-03-01 2012-09-07 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and systems having a rotary valve assembly and swing adsorption processes related thereto
CA2824994A1 (en) 2011-03-01 2012-09-07 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and systems having compact configuration multiple swing adsorption beds and methods related thereto
CA2824991C (en) * 2011-03-01 2018-02-20 Exxonmobil Upstream Research Company Methods of removing contaminants from a hydrocarbon stream by swing adsorption and related apparatus and systems
WO2012161828A1 (en) 2011-03-01 2012-11-29 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and systems having a rotary valve assembly and swing adsorption processes related thereto
US9168485B2 (en) 2011-03-01 2015-10-27 Exxonmobil Upstream Research Company Methods of removing contaminants from a hydrocarbon stream by swing adsorption and related apparatus and systems
US9017457B2 (en) 2011-03-01 2015-04-28 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and systems having a reciprocating valve head assembly and swing adsorption processes related thereto
CA2840723C (en) * 2011-08-09 2019-10-01 Exxonmobil Upstream Research Company Natural gas liquefaction process
MY166180A (en) 2012-03-21 2018-06-07 Exxonmobil Upstream Res Co Separating carbon dioxide and ethane from mixed stream
US9034078B2 (en) 2012-09-05 2015-05-19 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and systems having an adsorbent contactor and swing adsorption processes related thereto
PL2917666T3 (pl) * 2012-10-01 2020-12-28 NextChem S.p.A. Proces usuwania co2 z gazu kwaśnego
CN104549161B (zh) * 2013-10-24 2017-01-25 中国石油化工股份有限公司 一种含铁金属有机骨架材料的制备方法及其应用
US9562719B2 (en) 2013-12-06 2017-02-07 Exxonmobil Upstream Research Company Method of removing solids by modifying a liquid level in a distillation tower
MY176166A (en) * 2013-12-06 2020-07-24 Exxonmobil Upstream Res Co Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a spray assembly
AU2014357669B2 (en) 2013-12-06 2017-12-21 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a heating mechanism to destabilize and/or prevent adhesion of solids
US9874395B2 (en) 2013-12-06 2018-01-23 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for preventing accumulation of solids in a distillation tower
AU2014357667B2 (en) 2013-12-06 2017-10-05 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for separating a feed stream with a feed stream distribution mechanism
MY176633A (en) * 2013-12-06 2020-08-19 Exxonmobil Upstream Res Co Method and system of modifiying a liquid level during start-up operations
US9829247B2 (en) 2013-12-06 2017-11-28 Exxonmobil Upstream Reseach Company Method and device for separating a feed stream using radiation detectors
CA2925404C (en) 2013-12-06 2018-02-06 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of dehydrating a feed stream processed in a distillation tower
US9752827B2 (en) 2013-12-06 2017-09-05 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of maintaining a liquid level in a distillation tower
US9504984B2 (en) * 2014-04-09 2016-11-29 Exxonmobil Upstream Research Company Generating elemental sulfur
AU2015250244B2 (en) 2014-04-22 2018-04-26 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for starting up a distillation tower
CA2951637C (en) * 2014-06-11 2019-01-08 Russell H. Oelfke Method for separating a feed gas in a column
SG11201609648TA (en) 2014-07-08 2017-01-27 Exxonmobil Upstream Res Co Method and system for separating fluids in a distillation tower
CA3063636C (en) 2014-07-25 2022-03-01 Exxonmobil Upstream Research Company Cyclical swing absorption process and system
WO2016044785A1 (en) * 2014-09-19 2016-03-24 Caire Inc. System and method for microscale cleanup of natural gas for liquefaction
SG11201702211XA (en) 2014-10-22 2017-05-30 Exxonmobil Upstream Res Co Method and system of controlling a temperature within a melt tray assembly of a distillation tower
SG11201702212VA (en) 2014-11-11 2017-05-30 Exxonmobil Upstream Res Co High capacity structures and monoliths via paste imprinting
WO2016081051A1 (en) 2014-11-17 2016-05-26 Exxonmobil Upstream Research Company Heat exchange mechanism for removing contaminants from a hydrocarbon vapor stream
AU2015361102B2 (en) 2014-12-10 2018-09-13 Exxonmobil Research And Engineering Company Adsorbent-incorporated polymer fibers in packed bed and fabric contactors, and methods and devices using same
RU2666849C1 (ru) 2014-12-23 2018-09-12 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Структурированный слой адсорбента, способы его получения и его применение
US10006700B2 (en) 2014-12-30 2018-06-26 Exxonmobil Upstream Research Company Accumulation and melt tray assembly for a distillation tower
US10495379B2 (en) * 2015-02-27 2019-12-03 Exxonmobil Upstream Research Company Reducing refrigeration and dehydration load for a feed stream entering a cryogenic distillation process
SG11201707065PA (en) 2015-05-15 2017-11-29 Exxonmobil Upstream Res Co Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto
WO2016186725A1 (en) 2015-05-15 2016-11-24 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto comprising mid-bed purge systems
WO2016209404A1 (en) * 2015-06-22 2016-12-29 Exxonmobil Upstream Research Company Purge to intermediate pressure in cryogenic distillation
US10006698B2 (en) * 2015-07-27 2018-06-26 GE Oil & Gas, Inc. Using methane rejection to process a natural gas stream
US10124286B2 (en) 2015-09-02 2018-11-13 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto
KR102057023B1 (ko) 2015-09-02 2019-12-18 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 퍼지 가스로서 디메타나이저의 오버헤드 스트림을 사용하는 스윙 흡착 공정 및 시스템
US10365037B2 (en) 2015-09-18 2019-07-30 Exxonmobil Upstream Research Company Heating component to reduce solidification in a cryogenic distillation system
MY187623A (en) 2015-09-24 2021-10-04 Exxonmobil Upstream Res Co Treatment plant for hydrocarbon gas having variable contaminant levels
CN108348838B (zh) 2015-10-27 2021-11-05 埃克森美孚上游研究公司 具有多个阀门的变吸附方法相关的装置和系统
CN108348837B (zh) 2015-10-27 2021-02-19 埃克森美孚上游研究公司 具有主动控制的进料提升阀和被动控制的产物阀的装置和与其相关的用于摆动吸附方法的系统
KR102118860B1 (ko) 2015-10-27 2020-06-04 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 복수의 밸브들을 갖는 관련 스윙 흡착 공정을 위한 장치 및 시스템
SG11201803968XA (en) 2015-11-16 2018-06-28 Exxonmobil Upstream Res Co Adsorbent materials and methods of adsorbing carbon dioxide
JP2019508245A (ja) 2016-03-18 2019-03-28 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー スイング吸着プロセス用の装置及びシステム
MX2018011641A (es) 2016-03-30 2019-01-10 Exxonmobil Upstream Res Co Fluido de yacimiento auto-generado para recuperacion de petroleo mejorada.
RU2702545C1 (ru) 2016-05-31 2019-10-08 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Устройство и система для осуществления процессов циклической адсорбции
RU2716686C1 (ru) 2016-05-31 2020-03-13 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Устройство и система для осуществления процессов короткоцикловой адсорбции
US10434458B2 (en) 2016-08-31 2019-10-08 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto
SG11201900842QA (en) 2016-09-01 2019-03-28 Exxonmobil Upstream Res Co Swing adsorption processes for removing water using 3a zeolite structures
US10328382B2 (en) 2016-09-29 2019-06-25 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for testing swing adsorption processes
RU2720804C2 (ru) * 2016-12-20 2020-05-13 Андрей Владиславович Курочкин Установка получения топливного газа
CA3045040C (en) 2016-12-21 2022-04-26 Exxonmobil Upstream Research Company Self-supporting structures having foam-geometry structure and active materials
US10710053B2 (en) 2016-12-21 2020-07-14 Exxonmobil Upstream Research Company Self-supporting structures having active materials
US10537823B2 (en) * 2017-02-15 2020-01-21 Hall Labs Llc Method for removal of carbon dioxide from a carrier liquid
CN107551593B (zh) * 2017-10-11 2023-09-26 成都赛普瑞兴科技有限公司 一种气提式再沸器及吸收装置
US20190170440A1 (en) * 2017-12-05 2019-06-06 Larry Baxter Pressure-Regulated Melting of Solids
US20190170441A1 (en) * 2017-12-05 2019-06-06 Larry Baxter Pressure-Regulated Melting of Solids with Warm Fluids
WO2019147516A1 (en) 2018-01-24 2019-08-01 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for temperature swing adsorption
EP3758828A1 (en) 2018-02-28 2021-01-06 ExxonMobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes
US11306267B2 (en) 2018-06-29 2022-04-19 Exxonmobil Upstream Research Company Hybrid tray for introducing a low CO2 feed stream into a distillation tower
WO2020005553A1 (en) * 2018-06-29 2020-01-02 Exxonmobil Upstream Research Company (Emhc-N1.4A.607) Mixing and heat integration of melt tray liquids in a cryogenic distillation tower
US11318410B2 (en) 2018-12-21 2022-05-03 Exxonmobil Upstream Research Company Flow modulation systems, apparatus, and methods for cyclical swing adsorption
JP2022517930A (ja) * 2019-01-30 2022-03-11 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー Ｌｎｇ冷媒からの水分除去方法
CN113631880B (zh) 2019-03-29 2023-09-12 博瑞特储能技术公司 Co2分离和液化系统及方法
US11376545B2 (en) 2019-04-30 2022-07-05 Exxonmobil Upstream Research Company Rapid cycle adsorbent bed
WO2020261375A1 (ja) * 2019-06-25 2020-12-30 日揮グロ－バル株式会社 吸着装置の運転方法
US11655910B2 (en) 2019-10-07 2023-05-23 ExxonMobil Technology and Engineering Company Adsorption processes and systems utilizing step lift control of hydraulically actuated poppet valves
US11433346B2 (en) 2019-10-16 2022-09-06 Exxonmobil Upstream Research Company Dehydration processes utilizing cationic zeolite RHO
US11534732B2 (en) * 2020-02-26 2022-12-27 Uop Llc Process and apparatus for quenching a reactor effluent stream
CN111399561B (zh) * 2020-03-13 2021-03-16 西安交通大学 一种用于三甘醇脱水工艺的温度控制系统及方法
RU2750013C1 (ru) * 2020-11-17 2021-06-21 Общество с ограниченной ответственностью "АЭРОГАЗ" (ООО "АЭРОГАЗ") Способ закачки газа в пласт (варианты)
US12030014B2 (en) * 2021-01-08 2024-07-09 Gtuit, Llc System and method for treating gas to fuel turbines
CN114247262B (zh) * 2021-11-30 2023-07-18 合肥中亚环保科技有限公司 一种分子筛吸附法co2脱除系统及脱除工艺
IT202200006926A1 (it) * 2022-04-07 2023-10-07 Bwe Patents S R L Processo di separazione di anidride carbonica da un gas incondensabile e disidratato
CN116518647B (zh) * 2023-04-11 2024-06-28 英德市西洲气体有限公司 一种一氧化氮气体中脱除氧化亚氮的装置及脱除方法

Family Cites Families (222)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2863527A (en) 1949-09-15 1958-12-09 Metallgesellschaft Ag Process for the purification of gases
US2621216A (en) 1950-08-17 1952-12-09 Shell Dev Production of ethylene
US2843219A (en) * 1957-01-22 1958-07-15 Canadian Patents Dev Removal of nitrogen from natural gas
NL108312C (es) 1957-07-31
US2960837A (en) 1958-07-16 1960-11-22 Conch Int Methane Ltd Liquefying natural gas with low pressure refrigerants
US3050950A (en) 1960-08-31 1962-08-28 Linde Eismasch Ag Process for the separation of solid carbon dioxide from air as it decomposes in which the carbon dioxide containing air is previously cooled below the solidification temperature of the carbon dioxide
US3393527A (en) 1966-01-03 1968-07-23 Pritchard & Co J F Method of fractionating natural gas to remove heavy hydrocarbons therefrom
US3349571A (en) 1966-01-14 1967-10-31 Chemical Construction Corp Removal of carbon dioxide from synthesis gas using spearated products to cool external refrigeration cycle
US3400512A (en) 1966-07-05 1968-09-10 Phillips Petroleum Co Method for removing water and hydrocarbons from gaseous hci
US3421984A (en) * 1967-05-02 1969-01-14 Susquehanna Corp Purification of fluids by selective adsorption of an impure side stream from a distillation with adsorber regeneration
DE1794019A1 (de) * 1968-08-24 1971-08-19 Messer Griesheim Gmbh Verfahren zum Behandeln eines unter Druck stehenden Gasgemisches,bevor das Gasgemlsch einer Zerlegung unterzogen wird
US3767766A (en) 1971-02-22 1973-10-23 Chevron Res Method of removing gaseous sulfides from gaseous mixtures
US3848427A (en) 1971-03-01 1974-11-19 R Loofbourow Storage of gas in underground excavation
US3705625A (en) 1971-10-22 1972-12-12 Shell Oil Co Steam drive oil recovery process
US3929635A (en) 1972-02-17 1975-12-30 Petrolite Corp Use of polymeric quaternary ammonium betaines as water clarifiers
US3824081A (en) 1972-04-27 1974-07-16 Texaco Inc Vertical reactor for two-phase vapor-liquid reaction charge
US3842615A (en) 1972-11-06 1974-10-22 Standard Havens Evaporative cooler
US3933001A (en) 1974-04-23 1976-01-20 Airco, Inc. Distributing a carbon dioxide slurry
US3895101A (en) 1974-06-07 1975-07-15 Nittetsu Kakoki Kk Method for the treatment of waste gas from claus process
DE2551717C3 (de) 1975-11-18 1980-11-13 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen und ggf. COS aus Gasen
US4319964A (en) 1976-04-28 1982-03-16 Jerome Katz Apparatus for high volume distillation of liquids
US4270937A (en) 1976-12-01 1981-06-02 Cng Research Company Gas separation process
US4417909A (en) 1978-12-04 1983-11-29 Airco, Inc. Gas separation process
US4281518A (en) 1979-01-23 1981-08-04 Messerschmitt-Bolkow-Blohm Gmbh Method and apparatus for separating particular components of a gas mixture
US4609388A (en) 1979-04-18 1986-09-02 Cng Research Company Gas separation process
CA1130201A (en) 1979-07-10 1982-08-24 Esso Resources Canada Limited Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids
US4280559A (en) 1979-10-29 1981-07-28 Exxon Production Research Company Method for producing heavy crude
US4318723A (en) * 1979-11-14 1982-03-09 Koch Process Systems, Inc. Cryogenic distillative separation of acid gases from methane
US4462814A (en) 1979-11-14 1984-07-31 Koch Process Systems, Inc. Distillative separations of gas mixtures containing methane, carbon dioxide and other components
US4246015A (en) 1979-12-31 1981-01-20 Atlantic Richfield Company Freeze-wash method for separating carbon dioxide and ethane
JPS612176Y2 (es) 1980-04-17 1986-01-24
US4383841A (en) 1980-04-23 1983-05-17 Koch Process Systems, Inc. Distillative separation of carbon dioxide from hydrogen sulfide
US4370156A (en) 1981-05-29 1983-01-25 Standard Oil Company (Indiana) Process for separating relatively pure fractions of methane and carbon dioxide from gas mixtures
US4382912A (en) 1981-09-10 1983-05-10 Gulf Research & Development Company Selective combusting of hydrogen sulfide in carbon dioxide injection gas
DE3149847A1 (de) 1981-12-16 1983-07-21 Linde Ag, 6200 Wiesbaden "verfahren zur entfernung von kohlenwasserstoffen und anderen verunreinigungen aus einem gas"
US4417449A (en) 1982-01-15 1983-11-29 Air Products And Chemicals, Inc. Process for separating carbon dioxide and acid gases from a carbonaceous off-gas
US4405585A (en) 1982-01-18 1983-09-20 Exxon Research And Engineering Co. Process for the selective removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures with severely sterically hindered secondary aminoether alcohols
US4421535A (en) 1982-05-03 1983-12-20 El Paso Hydrocarbons Company Process for recovery of natural gas liquids from a sweetened natural gas stream
US4441900A (en) 1982-05-25 1984-04-10 Union Carbide Corporation Method of treating carbon-dioxide-containing natural gas
US4459142A (en) 1982-10-01 1984-07-10 Standard Oil Company (Indiana) Cryogenic distillative removal of CO2 from high CO2 content hydrocarbon containing streams
DE3303651A1 (de) 1983-02-03 1984-08-09 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verfahren und vorrichtung zum zerlegen eines gasgemisches
DE3308088A1 (de) 1983-03-08 1984-09-27 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen Verfahren zum entfernen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und/oder h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s aus gasen
AU2906984A (en) 1983-06-23 1985-01-03 Norton Co. Absorption of acid gases
CA1235650A (en) 1983-09-13 1988-04-26 Paul Kumman Parallel stream heat exchange for separation of ethane and higher hydrocarbons from a natural or refinery gas
US4511382A (en) 1983-09-15 1985-04-16 Exxon Production Research Co. Method of separating acid gases, particularly carbon dioxide, from methane by the addition of a light gas such as helium
US4533372A (en) 1983-12-23 1985-08-06 Exxon Production Research Co. Method and apparatus for separating carbon dioxide and other acid gases from methane by the use of distillation and a controlled freezing zone
JPS6121716A (ja) * 1984-07-11 1986-01-30 Kobe Steel Ltd 吸着装置の連続運転方法
GB8420644D0 (en) 1984-08-14 1984-09-19 Petrocarbon Dev Ltd Ammonia synthesis gas
US4563202A (en) 1984-08-23 1986-01-07 Dm International Inc. Method and apparatus for purification of high CO2 content gas
DE3510097A1 (de) 1985-03-20 1986-09-25 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verfahren zum abtrennen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) aus einem gasgemisch
US4602477A (en) 1985-06-05 1986-07-29 Air Products And Chemicals, Inc. Membrane-aided distillation for carbon dioxide and hydrocarbon separation
US4695672A (en) 1986-04-21 1987-09-22 Advanced Extraction Technologies, Inc. Process for extractive-stripping of lean hydrocarbon gas streams at high pressure with a preferential physical solvent
US4697642A (en) 1986-06-27 1987-10-06 Tenneco Oil Company Gravity stabilized thermal miscible displacement process
US4717408A (en) 1986-08-01 1988-01-05 Koch Process Systems, Inc. Process for prevention of water build-up in cryogenic distillation column
US4720294A (en) 1986-08-05 1988-01-19 Air Products And Chemicals, Inc. Dephlegmator process for carbon dioxide-hydrocarbon distillation
US4761167A (en) 1986-12-12 1988-08-02 Air Products And Chemicals, Inc. Hydrocarbon recovery from fuel gas
US4831206A (en) 1987-03-05 1989-05-16 Uop Chemical processing with an operational step sensitive to a feedstream component
US4762543A (en) 1987-03-19 1988-08-09 Amoco Corporation Carbon dioxide recovery
FR2615184B1 (fr) 1987-05-15 1989-06-30 Elf Aquitaine Procede cryogenique de desulfuration selective et de degazolinage simultanes d'un melange gazeux consistant principalement en methane et renfermant egalement h2s ainsi que des hydrocarbures en c2 et plus
US4747858A (en) * 1987-09-18 1988-05-31 Air Products And Chemicals, Inc. Process for removal of carbon dioxide from mixtures containing carbon dioxide and methane
IT1222733B (it) 1987-09-25 1990-09-12 Snmprogetti S P A Procedimento di frazionamento di miscele gassose idrocarburiche ad alto contenuto di gas acidi
US4769054A (en) 1987-10-21 1988-09-06 Union Carbide Corporation Abatement of vapors from gas streams by solidification
US4927498A (en) 1988-01-13 1990-05-22 E. I. Du Pont De Nemours And Company Retention and drainage aid for papermaking
US4822393A (en) 1988-06-30 1989-04-18 Kryos Energy Inc. Natural gas pretreatment prior to liquefaction
US4923493A (en) 1988-08-19 1990-05-08 Exxon Production Research Company Method and apparatus for cryogenic separation of carbon dioxide and other acid gases from methane
US4954220A (en) 1988-09-16 1990-09-04 E. I. Du Pont De Nemours And Company Polysilicate microgels as retention/drainage aids in papermaking
US4972676A (en) * 1988-12-23 1990-11-27 Kabushiki Kaisha Toshiba Refrigeration cycle apparatus having refrigerant separating system with pressure swing adsorption
US5011521A (en) 1990-01-25 1991-04-30 Air Products And Chemicals, Inc. Low pressure stripping process for production of crude helium
US5152927A (en) 1990-01-31 1992-10-06 Chemlink, Inc. Water clarifier
US5062720A (en) 1990-02-13 1991-11-05 Rexnord Corporation Replacement bearing for worn shafts
US5062270A (en) * 1990-08-31 1991-11-05 Exxon Production Research Company Method and apparatus to start-up controlled freezing zone process and purify the product stream
US5265428A (en) 1990-10-05 1993-11-30 Exxon Production Research Company Bubble cap tray for melting solids and method for using same
US5120338A (en) 1991-03-14 1992-06-09 Exxon Production Research Company Method for separating a multi-component feed stream using distillation and controlled freezing zone
US5126118A (en) 1991-04-08 1992-06-30 Ari Technologies, Inc. Process and apparatus for removal of H2 S with separate absorber and oxidizer and a reaction chamber therebetween
US5137550A (en) 1991-04-26 1992-08-11 Air Products And Chemicals, Inc. Cascade acid gas removal process
US5247087A (en) 1992-05-13 1993-09-21 Baker Hughes Incorporated Epoxy modified water clarifiers
US5240472A (en) * 1992-05-29 1993-08-31 Air Products And Chemicls, Inc. Moisture removal from a wet gas
US5233837A (en) 1992-09-03 1993-08-10 Enerfex, Inc. Process and apparatus for producing liquid carbon dioxide
FR2697835B1 (fr) 1992-11-06 1995-01-27 Inst Francais Du Petrole Procédé et dispositif de déshydrogénation catalytique d'une charge paraffinique C2+ comprenant des moyens pour inhiber l'eau dans l'effluent.
US5335504A (en) 1993-03-05 1994-08-09 The M. W. Kellogg Company Carbon dioxide recovery process
US5345771A (en) * 1993-03-25 1994-09-13 John Zink Company, A Division Of Koch Engineering Company, Inc. Process for recovering condensable compounds from inert gas-condensable compound vapor mixtures
US5403560A (en) 1993-05-13 1995-04-04 Texaco Inc. Fluids mixing and distributing apparatus
US5643460A (en) 1994-01-14 1997-07-01 Nalco/Exxon Energy Chemicals, L. P. Method for separating oil from water in petroleum production
US5964985A (en) 1994-02-02 1999-10-12 Wootten; William A. Method and apparatus for converting coal to liquid hydrocarbons
US5620144A (en) 1995-02-10 1997-04-15 The Babcock & Wilcox Company Stacked interspacial spray header for FGD wet scrubber
US5819555A (en) 1995-09-08 1998-10-13 Engdahl; Gerald Removal of carbon dioxide from a feed stream by carbon dioxide solids separation
US5700311A (en) 1996-04-30 1997-12-23 Spencer; Dwain F. Methods of selectively separating CO2 from a multicomponent gaseous stream
CA2177449C (en) 1996-05-20 2003-04-29 Barry Steve Marjanovich Process for treating a gas stream to selectively separate acid gases therefrom
US6082373A (en) 1996-07-05 2000-07-04 Kabushiki Kaisha Toshiba Cleaning method
CA2185837C (en) 1996-09-18 2001-08-07 Alberta Oil Sands Technology And Research Authority Solvent-assisted method for mobilizing viscous heavy oil
US6336334B1 (en) 1997-06-16 2002-01-08 Institut Francais De Petrole Device for crystallization by isentropic expansion and its use
FR2764521B1 (fr) 1997-06-16 1999-07-16 Inst Francais Du Petrole Dispositif de cristallisation par detente isentropique et son utilisation
TW366409B (en) * 1997-07-01 1999-08-11 Exxon Production Research Co Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component
CA2294742C (en) * 1997-07-01 2005-04-05 Exxon Production Research Company Process for separating a multi-component gas stream containing at least one freezable component
FR2773499B1 (fr) 1998-01-14 2000-02-11 Air Liquide Procede de purification par adsorption de l'air avant distillation cryogenique
US5983663A (en) 1998-05-08 1999-11-16 Kvaerner Process Systems, Inc. Acid gas fractionation
MY117066A (en) * 1998-10-22 2004-04-30 Exxon Production Research Co Process for removing a volatile component from natural gas
DE69907616T2 (de) 1998-12-28 2004-03-11 Nippon Sanso Corp. Dampf-flüssig Kontaktor, kryogene Lufttrennungseinheit und Verfahren zur Gastrennung
US7795483B2 (en) * 1998-12-29 2010-09-14 Uop Llc Phenyl-alkane compositions produced using an adsorptive separation section
US6082133A (en) 1999-02-05 2000-07-04 Cryo Fuel Systems, Inc Apparatus and method for purifying natural gas via cryogenic separation
US6416729B1 (en) 1999-02-17 2002-07-09 Crystatech, Inc. Process for removing hydrogen sulfide from gas streams which include or are supplemented with sulfur dioxide
US6605138B2 (en) 1999-04-21 2003-08-12 Matthew T. Frondorf Apparatus and method for exclusively removing VOC from regeneratable solvent in a gas sweetening system
US6267358B1 (en) 1999-06-18 2001-07-31 The Babcock & Wilcox Company Low pressure drop inlet for high velocity absorbers with straight tanks
EP1065197B1 (en) * 1999-06-28 2002-11-06 Rohm And Haas Company Process for preparing (meth)acrylic acid
US6274112B1 (en) 1999-12-08 2001-08-14 E. I. Du Pont De Nemours And Company Continuous production of silica-based microgels
US6240744B1 (en) 1999-12-13 2001-06-05 Air Products And Chemicals, Inc. Process for distillation of multicomponent fluid and production of an argon-enriched stream from a cryogenic air separation process
US7390459B2 (en) 1999-12-13 2008-06-24 Illumina, Inc. Oligonucleotide synthesizer
DE10004311A1 (de) 2000-02-01 2001-08-02 Basf Ag Destillative Reinigung von Ammoniak
EP1142628A3 (en) 2000-04-05 2001-11-28 The BOC Group plc Treatment of gas streams containing hydrogen sulphide
FR2807504B1 (fr) 2000-04-07 2002-06-14 Air Liquide Colonne pour separation cryogenique de melanges gazeux et procede de separation cryogenique d'un melange contenant de l'hydrogene et du co utilisant cette colonne
FR2808223B1 (fr) 2000-04-27 2002-11-22 Inst Francais Du Petrole Procede de purification d'un effluent contenant du gaz carbonique et des hydrocarbures par combustion
US20020174687A1 (en) 2000-05-01 2002-11-28 Cai Zong Yuen Method and apparatus for pulling multibarrel pipettes
FR2808460B1 (fr) 2000-05-02 2002-08-09 Inst Francais Du Petrole Procede et dispositif de separation d'au moins un gaz acide contenu dans un melange gazeux
DE10021624A1 (de) 2000-05-04 2001-11-08 Basf Ag Trennwandkolonne
US6755965B2 (en) 2000-05-08 2004-06-29 Inelectra S.A. Ethane extraction process for a hydrocarbon gas stream
DE10022465A1 (de) 2000-05-09 2001-11-15 Basf Ag Verfahren und Vorrichtung zur Aufarbeitung eines C4-Schnitts aus der Fraktionierung von Erdöl
US6401486B1 (en) 2000-05-18 2002-06-11 Rong-Jwyn Lee Enhanced NGL recovery utilizing refrigeration and reflux from LNG plants
GB0015997D0 (en) 2000-06-29 2000-08-23 Norske Stats Oljeselskap Method for mixing fluids
FR2814378B1 (fr) 2000-09-26 2002-10-31 Inst Francais Du Petrole Procede de pretraitement d'un gaz naturel contenant des gaz acides
WO2002032536A1 (en) 2000-10-17 2002-04-25 Proscon Systems Limited A modular mass transfer and phase separation system
DE60018992T2 (de) 2000-10-18 2006-04-20 Jgc Corp. Verfahren und vorrichtung zur entfernung von schwefelverbindungen aus schwefelwasserstoff, mercaptan, kohlendioxid und aromatische kohlenwasserstoffe enthaltendem gas
DE10055321A1 (de) 2000-11-08 2002-05-16 Gea Happel Klimatechnik Verfahren zum Verflüssigen eines Gases
CA2325777C (en) 2000-11-10 2003-05-27 Imperial Oil Resources Limited Combined steam and vapor extraction process (savex) for in situ bitumen and heavy oil production
FR2820052B1 (fr) 2001-01-30 2003-11-28 Armines Ass Pour La Rech Et Le Procede d'extraction du dioxyde de carbone par anti-sublimation en vue de son stockage
TW573112B (en) * 2001-01-31 2004-01-21 Exxonmobil Upstream Res Co Process of manufacturing pressurized liquid natural gas containing heavy hydrocarbons
CA2342955C (en) 2001-04-04 2005-06-14 Roland P. Leaute Liquid addition to steam for enhancing recovery of cyclic steam stimulation or laser-css
US7219512B1 (en) 2001-05-04 2007-05-22 Battelle Energy Alliance, Llc Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same
US6581409B2 (en) 2001-05-04 2003-06-24 Bechtel Bwxt Idaho, Llc Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods related to same
AU785419B2 (en) 2001-05-11 2007-05-03 Institut Francais Du Petrole Process for pretreating a natural gas containing acid compounds
US6581618B2 (en) 2001-05-25 2003-06-24 Canatxx Energy, L.L.C. Shallow depth, low pressure gas storage facilities and related methods of use
US20020189443A1 (en) 2001-06-19 2002-12-19 Mcguire Patrick L. Method of removing carbon dioxide or hydrogen sulfide from a gas
US6516631B1 (en) 2001-08-10 2003-02-11 Mark A. Trebble Hydrocarbon gas processing
US7004985B2 (en) 2001-09-05 2006-02-28 Texaco, Inc. Recycle of hydrogen from hydroprocessing purge gas
MY129091A (en) 2001-09-07 2007-03-30 Exxonmobil Upstream Res Co Acid gas disposal method
US6755251B2 (en) 2001-09-07 2004-06-29 Exxonmobil Upstream Research Company Downhole gas separation method and system
MY128178A (en) 2001-09-07 2007-01-31 Exxonmobil Upstream Res Co High-pressure separation of a multi-components gas
DE10164264A1 (de) 2001-12-27 2003-07-17 Bayer Ag Verfahren zur Herstellung von Trimethylolpropan
EA006001B1 (ru) 2002-01-18 2005-08-25 Кертин Юниверсити Оф Текнолоджи Способ и устройство для получения сжиженного природного газа с удалением замерзающих твёрдых частиц
DE10233387A1 (de) 2002-07-23 2004-02-12 Basf Ag Verfahren zur kontinuierlich betriebenen Reindestillation von Oxiranen, speziell von Propylenoxid
US6631626B1 (en) 2002-08-12 2003-10-14 Conocophillips Company Natural gas liquefaction with improved nitrogen removal
AU2002951005A0 (en) 2002-08-27 2002-09-12 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of removing carbon dioxide fouling from cryogenic equipment
WO2004026441A1 (en) 2002-09-17 2004-04-01 Fluor Corporation Configurations and methods of acid gas removal
GB0227222D0 (en) 2002-11-21 2002-12-24 Air Prod & Chem Apparatus for use in regenerating adsorbent
WO2004047956A1 (en) 2002-11-25 2004-06-10 Fluor Corporation High pressure gas processing configurations and methods
FR2848121B1 (fr) 2002-12-04 2005-01-28 Inst Francais Du Petrole Procede de traitement d'un gaz naturel acide
JP4106056B2 (ja) 2002-12-04 2008-06-25 フルー・コーポレイシヨン 壁分割形蒸留塔を備えるプラントおよびプラントの運転方法
CN100339150C (zh) 2002-12-12 2007-09-26 弗劳尔公司 脱除酸性气体的装置和方法
EP1572324B1 (en) 2002-12-17 2012-08-15 Fluor Corporation Method for acid gas and contaminant removal with near zero emission
AU2003900534A0 (en) 2003-02-07 2003-02-20 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process and apparatus for removal of a contaminant from a natural gas feed stream
JP4441557B2 (ja) 2003-03-04 2010-03-31 大阪瓦斯株式会社 ガス吸着処理システムの破過検知装置
GB0310419D0 (en) 2003-05-07 2003-06-11 Ciba Spec Chem Water Treat Ltd Treatment of aqueous suspensions
WO2005009592A1 (en) 2003-07-22 2005-02-03 Dow Global Technologies Inc. Regeneration of acid gas-containing treatment fluids
FR2861403B1 (fr) * 2003-10-27 2006-02-17 Inst Francais Du Petrole Procede de purification d'un gaz naturel par adsorption des mercaptans
US6946017B2 (en) 2003-12-04 2005-09-20 Gas Technology Institute Process for separating carbon dioxide and methane
EP3069780B1 (en) 2004-01-20 2018-04-11 Fluor Technologies Corporation Methods for acid gas enrichment
WO2005082493A1 (ja) 2004-03-02 2005-09-09 The Chugoku Electric Power Co., Inc. 排ガスの処理方法、排ガスの処理システム、二酸化炭素の分離方法、及び二酸化炭素分離装置
JP4585222B2 (ja) * 2004-04-12 2010-11-24 三菱重工業株式会社 不純物廃棄システム及び方法
WO2006016979A1 (en) 2004-07-12 2006-02-16 Exxonmobil Upstream Research Company Methods for removing sulfur-containing compounds
AU2005278126B2 (en) 2004-08-06 2010-08-19 General Electric Technology Gmbh Ultra cleaning of combustion gas including the removal of CO2
US7442231B2 (en) 2004-08-23 2008-10-28 Syntroleum Corporation Electricity generation system
WO2006043936A1 (en) 2004-10-15 2006-04-27 Tronox Llc Improved method and apparatus for concentrating a slurry
CA2583120C (en) 2004-12-03 2014-03-25 Exxonmobil Upstream Research Company Integrated acid gas and sour gas reinjection process
US7722289B2 (en) 2004-12-08 2010-05-25 Casella Waste Systems, Inc. Systems and methods for underground storage of biogas
FR2880677B1 (fr) 2005-01-07 2012-10-12 Air Liquide Procede de pretraitement de l'air avant introduction dans une unite de separation d'air par voie cryogenique et appareil correspondant
CN1847766A (zh) 2005-02-11 2006-10-18 林德股份公司 通过与冷却液体直接热交换而冷却气体的方法和装置
FR2883769B1 (fr) 2005-03-31 2007-06-08 Inst Francais Du Petrole Procede de pre-traitement d'un gaz acide
CA2605520C (en) 2005-04-20 2010-11-02 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for claus plant operation with variable sulfur content
US7820726B2 (en) * 2005-05-13 2010-10-26 Shell Oil Company Removal of carbon dioxide from a gas stream
US7442233B2 (en) 2005-07-06 2008-10-28 Basf Catalysts Llc Integrated heavy hydrocarbon removal, amine treating and dehydration
EP1931755A4 (en) 2005-09-15 2011-08-03 Cool Energy Ltd METHOD AND APPARATUS FOR REMOVAL OF ACIDIC SPECIES FROM A NATURAL GAS FLOW
FR2893515A1 (fr) 2005-11-18 2007-05-25 Inst Francais Du Petrole Procede ameliore de pretraitement de gaz naturel acide
FR2895271B1 (fr) 2005-12-22 2008-12-19 Total France Sa Organe de deversement d'une enceinte de traitement, notamment d'hydrocarbures, et enceinte correspondant
US7437889B2 (en) 2006-01-11 2008-10-21 Air Products And Chemicals, Inc. Method and apparatus for producing products from natural gas including helium and liquefied natural gas
NZ573217A (en) * 2006-05-05 2011-11-25 Plascoenergy Ip Holdings S L Bilbao Schaffhausen Branch A facility for conversion of carbonaceous feedstock into a reformulated syngas containing CO and H2
EP2032921A2 (en) 2006-06-27 2009-03-11 Fluor Technologies Corporation Ethane recovery methods and configurations
WO2008034789A1 (de) 2006-09-18 2008-03-27 Anocsys Ag Anordnung mit einem aktiven geräuschreduktionssystem
US7637984B2 (en) 2006-09-29 2009-12-29 Uop Llc Integrated separation and purification process
US20080091316A1 (en) 2006-10-13 2008-04-17 Szczublewski Francis E Occupant retained accessory power
US8020408B2 (en) 2006-12-06 2011-09-20 Praxair Technology, Inc. Separation method and apparatus
US7575624B2 (en) * 2006-12-19 2009-08-18 Uop Pllc Molecular sieve and membrane system to purify natural gas
US20100018248A1 (en) 2007-01-19 2010-01-28 Eleanor R Fieler Controlled Freeze Zone Tower
CA2674618C (en) 2007-01-19 2015-02-10 Exxonmobil Upstream Research Company Integrated controlled freeze zone (cfz) tower and dividing wall (dwc) for enhanced hydrocarbon recovery
FR2911556B1 (fr) 2007-01-24 2009-08-28 Renault Sas Procede de controle du fonctionnement d'un groupe moto-propulseur.
WO2008095258A1 (en) 2007-02-09 2008-08-14 Cool Energy Limited Process and apparatus for depleting carbon dioxide content in a natural gas feedstream containing ethane and c3+ hydrocarbons
US7883569B2 (en) 2007-02-12 2011-02-08 Donald Leo Stinson Natural gas processing system
US8133764B2 (en) 2007-02-14 2012-03-13 Npx B.V. Embedded inductor and method of producing thereof
US8529662B2 (en) 2007-05-18 2013-09-10 Exxonmobil Research And Engineering Company Removal of heavy hydrocarbons from gas mixtures containing heavy hydrocarbons and methane
US20080307827A1 (en) 2007-06-11 2008-12-18 Hino Yuuko Method of refining natural gas and natural gas refining system
WO2008152030A1 (en) 2007-06-12 2008-12-18 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for the purification of methane containing streams by cooling and extraction
NO329177B1 (no) 2007-06-22 2010-09-06 Kanfa Aragon As Fremgangsmåte og system til dannelse av flytende LNG
US7666299B2 (en) 2007-08-10 2010-02-23 Amt International, Inc. Extractive distillation process for recovering aromatics from petroleum streams
WO2009029353A1 (en) 2007-08-29 2009-03-05 Exxonmobil Upstream Research Company Tail-gas injection in a gas cycle operation
EP2188040A1 (en) 2007-08-30 2010-05-26 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removal of hydrogen sulphide and carbon dioxide from an acid gas stream
WO2009038777A1 (en) 2007-09-18 2009-03-26 Vast Power Portfolio, Llc Heavy oil recovery with fluid water and carbon dioxide
CA2710915C (en) 2007-12-28 2016-05-24 Twister B.V. Method of removing and solidifying carbon dioxide from a fluid stream and fluid separation assembly
AU2009203675B2 (en) 2008-01-11 2011-11-10 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. A process for the purification of an hydrocarbon gas stream by freezing out and separating the solidified acidic contaminants
US20090220406A1 (en) 2008-02-29 2009-09-03 Greatpoint Energy, Inc. Selective Removal and Recovery of Acid Gases from Gasification Products
US7955496B2 (en) 2008-04-22 2011-06-07 Kellogg Brown & Root Llc Systems and methods for upgrading hydrocarbons
CA2730637A1 (en) 2008-07-10 2010-01-14 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removing a gaseous contaminant from a contaminated gas stream
AU2009272889B2 (en) 2008-07-18 2013-03-21 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Two stage process for producing purified gas
MY162713A (en) 2008-08-29 2017-07-14 Shell Int Research Process and apparatus for removing gaseous contaminants from gas stream comprising gaseous contaminants
US20110192190A1 (en) 2008-09-23 2011-08-11 Diki Andrian Process for removing gaseous contaminants from a feed gas stream comprising methane and gaseous contaminants
CA2736222A1 (en) 2008-10-14 2010-04-22 Exxonmobil Upstream Research Company Removal of acid gases from a gas stream
EP2349945B1 (en) 2008-10-29 2015-06-17 E. I. du Pont de Nemours and Company Treatment of tailings streams
WO2010052299A1 (en) 2008-11-06 2010-05-14 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removing gaseous contaminants from a feed gas stream comprising methane and gaseous contaminants
US20100107687A1 (en) 2008-11-06 2010-05-06 Diki Andrian Process for removing gaseous contaminants from a feed gas stream comprising methane and gaseous contaminants
BRPI1006067A2 (pt) 2009-01-08 2016-04-19 Shell Int Research processo para remover contaminantes gasosos a partir de uma corrente de gás de alimentação, dispositivo de separação criogênica, corrente de gás purificada, e, processo para liquefazer uma corrente de gás de alimentação.
US20120006055A1 (en) 2009-01-08 2012-01-12 Helmar Van Santen Process and apparatus for separating a gaseous product from a feed stream comprising contaminants
US20100187181A1 (en) 2009-01-29 2010-07-29 Sortwell Edwin T Method for Dispersing and Aggregating Components of Mineral Slurries
WO2010123598A1 (en) 2009-04-20 2010-10-28 Exxonmobil Upstream Research Company Cryogenic system for removing acid gases from a hyrdrocarbon gas stream, and method of removing acid gases
EP2255864A1 (en) 2009-05-26 2010-12-01 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removing gaseous contaminants from a feed stream
MY160729A (en) 2009-07-30 2017-03-15 Exxonmobil Upstream Res Co Systems and methods for removing heavy hydrocarbons and acid gases from a hydrocarbon gas stream
WO2011026170A1 (en) 2009-09-01 2011-03-10 Cool Energy Limited Process and apparatus for reducing the concentration of a sour species in a sour gas
MY161120A (en) 2009-09-09 2017-04-14 Exxonmobil Upstream Res Co Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream
CN102597671B (zh) 2009-11-02 2015-11-25 埃克森美孚上游研究公司 从烃气流中去除酸性气体以及去除硫化氢的低温系统
BR112012017599A2 (pt) 2010-01-22 2016-08-16 Exxonmobil Upstream Res Co remoção de gases ácidos de um fluxo de gás, com captura e sequestro de co2
SG182399A1 (en) 2010-02-03 2012-08-30 Exxonmobil Upstream Res Co Systems and methods for using cold liquid to remove solidifiable gas components from process gas streams
US8747520B2 (en) 2010-05-03 2014-06-10 Battelle Memorial Institute Carbon dioxide capture from power or process plant gases
EP2598817A4 (en) 2010-07-30 2018-07-25 Exxonmobil Upstream Research Company Cryogenic systems for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream using co-current separation devices
RU2606223C2 (ru) 2011-07-22 2017-01-10 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Извлечение гелия из потоков природного газа
WO2013095828A1 (en) 2011-12-20 2013-06-27 Exxonmobil Upstream Research Company Method of separating carbon dioxide from liquid acid gas streams
MY166180A (en) 2012-03-21 2018-06-07 Exxonmobil Upstream Res Co Separating carbon dioxide and ethane from mixed stream

Also Published As

Publication number Publication date
JP2012524231A (ja) 2012-10-11
US9423174B2 (en) 2016-08-23
WO2010123598A1 (en) 2010-10-28
BRPI1014038A2 (pt) 2016-04-12
EP2421942B1 (en) 2014-06-18
JP5632455B2 (ja) 2014-11-26
CA2759037C (en) 2018-09-25
MY155414A (en) 2015-10-15
AU2010239718B2 (en) 2016-02-04
EP2421942A4 (en) 2013-05-22
CN102405275A (zh) 2012-04-04
EA201171266A1 (ru) 2012-03-30
CA2759037A1 (en) 2010-10-28
US20120031144A1 (en) 2012-02-09
AU2010239718A1 (en) 2011-11-10
CN102405275B (zh) 2015-01-14
EA021006B1 (ru) 2015-03-31
EP2421942A1 (en) 2012-02-29
SG174865A1 (en) 2011-11-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
MX2011010404A (es) Sistema criogenico para remocion de gases acidos de una corriente de gas de hidrocarburo y metodo para remover gases acidos.
CA2764846C (en) Systems and methods for removing heavy hydrocarbons and acid gases from a hydrocarbon gas stream
CA2777760C (en) Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream, with removal of hydrogen sulfide
CA2771566C (en) Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream
AU2011283134B2 (en) Cryogenic systems for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream using co-current separation devices
CA2951637C (en) Method for separating a feed gas in a column
AU2010276661B2 (en) Systems and methods for removing heavy hydrocarbons and acid gases from a hydrocarbon gas stream

Legal Events

Date Code Title Description
FG Grant or registration