NL9320051A - Voorbehandeling van aardgas dat gecondenseerd moet worden tot vloeibaar aardgas (LNG). - Google Patents

Description

"VOORBEHANDELING VAN AARDGAS DAT GECONDENSEERD MOET WORDEN TOT VLOEIBAAR AARDGAS (LNG)"

De onderhavige uitvinding heeft betrekking op de voorbehandeling van aardgas dat gecondenseerd moet worden tot vloeibaar aardgas (LNG). Genoemde behandeling heeft betrekking op de verwijdering van water en C02 uit het aardgas, teneinde te voldoen aan de specificatie voor LNG ten aanzien van watergehalte en C02.

Verwijdering van verontreinigingen uit aardgas is een oud probleem. Reeds in de twintiger jaren was het bekend amines te gebruiken voor het binden van C02. In de dertiger jaren werden methoden ontwikkeld voor gelijktijdige verwijdering van C02 en water, en ook H2S, indien aanwezig. Deze gasbehandeling was erop gericht te voldoen aan pijpleidings-pecificaties. Deze methoden zijn beschreven in de Amerikaanse octrooischriften 2.177.068, 2.435.089, -2.518.752 en 2.574.278, en hebben allemaal betrekking op de toepassing van diethyleenglycol-monoethanolamine (DEG-MEA) en een paar procent water. Dit mengsel was toepasbaar voor behandeling van gas dat in pijpleidingen getransporteerd moet worden.

Het C02 gehalte in het gas kon daarbij verlaagd worden tot 2-2,5 mol %, terwijl het watergehalte varieerde afhankelijk van de temperatuur waaraan de pijpleiding blootgesteld zou worden. Een dauwpunt van 0-10°C werd meestal als standaard toegepast.

Als het aardgas gecondenseerd moet worden tot LNG, wordt C02 in het algemeen eerst verwijderd door absorptie in een waterige oplossing van MEA, diethanolamine (DEA) of vergelijkbare chemicaliën. Aansluitend op deze behandeling wordt water geabsorbeerd op moleculaire zeven, die ook gebruikt kunnen worden voor de uiteindelijke verwijdering van C02. Dit is echter kostbaar en vereist grote proceseenheden voor het bereiken van de vereiste specificaties voor LNG onder toepassing van een dergelijke methode en inherente problemen zullen optreden. Meer dan 1 ppm H20 in LNG kan leiden tot de vorming van ijs in de warmtewisselaars, en te veel C02 zal resulteren in kristallisatie van C02 in de warmtewisselaars danwel in het vloeibare aardgas als de temperatuur voldoende laag wordt.

Het is ook bekend uit het zogenaamde Drizo proces, Amerikaans octrooischrift 3.349.544, om water te verwijderen door absorptie in bijvoorbeeld triethyleenglycol (TEG) in die mate dat een dauwpunt van -80°C bereikt kan worden. Deze methode vereist echter aanvullend strippen van water in een aantal stappen. Een verder nadeel van deze methode is dat C02 niet verwijderd wordt.

Het doel van de uitvinding was te komen tot een eenvoudige en economische methode voor het verlagen van zowel het water als het C02 gehalte van aardgas tot de respectievelij -ke LNG specificaties. Het was verder gewenst het watergehal-te zodanig te verlagen dat een dauwpunt van -80°C bereikt kon worden.

Teneinde te komen tot een geïntegreerde methode waarbij zowel C02 als water verwijderd werden uit het aardgas werd het spoedig duidelijk dat de keus van de absorptieoplossing van groot belang zou zijn. In het licht van hetgeen bekend was uit eerdere pogingen voor het zuiveren van aardgas heeft de uitvinder gevonden dat een nieuwe benadering tot dit probleem noodzakelijk was. Proeven werden vervolgens uitgevoerd onder toepassing van een absorptieoplossing met een dubbele functie en omvattende twee hoofdcomponenten, waarbij een fungeert als een oplosmiddel dat een mengsel van oplosmiddelen kan zijn voor het verwijderen van water terwijl de andere component verdraagzaam is met het oplosmiddel en de capaciteit heeft reversibel met C02 te reageren.

Het oplosmiddel vormt het belangrijkste deel van de absorptieoplossing, en de essentiële eigenschap ervan is een grote affiniteit voor water teneinde de vereiste droging van het aardgas te verkrijgen. Nuttige oplosmiddelen zijn ethy-leenglycolen, glycolethers en normaal methylpyrrolidon (NMP). TEG heeft de voorkeur, aangezien het toegepast kan worden bij temperaturen zo hoog als 172-200°C zonder dat er degradatie optreedt. Voor de verwijdering van C02 (de tweede component) heeft men gevonden dat alkanolamines bruikbaar zijn. Ook voor de tweede component bleek de werktemperatuur een selectiecriterium te zijn, en men heeft gevonden dat MEA en DEA het meest geschikt zijn. De verhouding tussen de twee componenten, oplosmiddel:alkanolamine dient in het bereik van 2-1:50:1 te zijn. Aanvullende proeven hebben echter aangetoond dat deze verhouding niet erg kritisch was.

De basismethode volgens de uitvinding omvat het in contact brengen van het ruwe aardgas met de tweecomponent absorptieoplossing voor gelijktijdige verwijdering van water en C02 en het regenereren van de absorptieoplossing door strippen met een grote hoeveelheid stripgas (methaan) dat in hoofdzaak geen water en C02 bevat.

De behandeling met de absorptieoplossing wordt bij voorkeur uitgevoerd bij 40-80 bar en 30-50°C. Desorptie van C02 uit de gebruikte absorptieoplossing wordt bij voorkeur bij 130-200°C.

Het bereik van de uitvinding is zoals gedefinieerd aan de hand van de conclusies.

Fig. 1 toont een stroomschema van het basisproces volgens de uitvinding.

Fig. 2 toont een stroomschema voor een proces volgens de uitvinding omvattende een gesplitste absorptie en een desorptiekolom.

Fig. 3 toont een methode volgens de uitvinding omvattende een gesplitste absorptie en twee desorptiekolommen.

De basiswerkwijze getoond in fig. 1 omvat een volledige absorptiesectie. Als het ruwe aardgas gecondenseerd water bevat dient dit verwijderd te worden in een wasser voorafgaand aan de werkwijze beschreven in fig. 1.

Aardgas 1 dat water en C02 bevat wordt toegevoerd aan een absorptiekolom C101. Eventueel kan deze stroom l gemengd worden met recirculerende stroom 27 en vervolgens als stroom 2 aan C101 gevoed worden. In kolom C101 worden water en C02 verwijderd door absorptie in een absorptieoplossing 4 die toegevoerd wordt aan de top van genoemde kolom. Gezuiverd aardgas met de gewenste LNG specificaties verlaat kolom C101 aan de top. Gebruikte absorptieoplossing 6 wordt verwijderd uit de bodem van C101 en wordt in warmteuitwisseling gebracht met de geregenereerde absorptieoplossing 15 voordat laatstgenoemde oplossing via P101 gepompt en in H101 gekoeld wordt voordat deze teruggevoerd wordt naar kolom ClOl. De gebruikte absorptieoplossing 7 wordt verder verhit in H107 voordat de druk ervan verlaagd wordt via klep 30 en toegevoerd wordt aan de faseseparator V101 waar C02 verwijderd wordt aan de top als stroom 9. De bodemfractie 10 van separator VlOl wordt verwarmd in warmtewisselaar H103 en vervolgens als stroom 14 toegevoerd aan een desorptiekolom C103 waar de overblijvende C02 en in hoofdzaak al het water verwijderd wordt door middel van warm stripgas 18. De warmtewisselaar H103 is optioneel. De bodemfractie van kolom C103 wordt in H102 en H101 warmtegewisseld en teruggevoerd naar kolom C101 zoals eerder beschreven. Het gebruikte stripgas 16 dat kolom C103 verlaat aan de top kan gebruikt worden als stookgas 24 of 26. Het kan echter ook gekoeld worden met aanvullende scheiding van wate rin V102 en onder druk gebracht worden door ventilator K101-. Dit gas 22 kan vervolgens toegevoerd worden aan het stookgasnet 2 of gecomprimeerd worden in K102 en gerecirculeerd worden als stroom 25 naar de ruwe aardgasstroom l. Een spui 26 kan gebruikt worden als hoge druk stookgas.

In fig. 2 gebruikt de werkwijze volgens de uitvinding een gesplitste absorptie een een desorptiekolom. Aardgas dat water en C02 bevat wordt aan een absorptiekolom C101 toegevoerd. Dit aardgas kan gemengd worden met de recirculerende gas 27 en vervolgens toegevoerd worden aan kolom C101 als stroom 2. In kolom C101 worden water en C02 verwijderd door absorptie in de absorptieoplossing die toegevoerd wordt als een gesplitste voeding als stromen 5 en 4. Gezuiverd gas verlaat kolom C101 aan de top. Gebruikte absorptieoplossing 6 wordt verwijderd uit de bodem van kolom C101 en wordt warmtegewisseld met de geregenereerde absorptieoplossingen 15 en 12 in respectievelijk de warmtewisselaars H102 en H108, voordat de geregenereerde absorptieoplossingen teruggevoerd worden naar kolom C101 als stromen 4 en 5. De gebruikte absorptieoplossing wordt verder verwarmd in H107 voordat de druk ervan verlaagd wordt over klep 30. Deze wordt vervolgens overgebracht naar fasescheider V101 voor de verwijdering van C02 die aan de top af gevoerd wordt als stroom 9. De bodemfractie 10 van scheider V101 wordt gescheiden in een stroom 12 die teruggevoerd naar kolom C101 door pomp P102 en warmtewisselaar H106, en een stroom 13, die verwarmd kan worden in een warmtewisselaar H103 en vervolgens overgebracht kan worden als een stroom 14 naar de top van een desorptiekolom C103 waarin de overblijvende C02 en in hoofdzaak al het water verwijderd worden door middel van heet stripgas 18. De bodemfractie van kolom C103 wordt teruggevoerd door pijp 15 en naar kolom C101. Het gebruikte stripgas 16 kan toegepast worden als stookgas 24, 26 of 28, of gekoeld en afgescheiden van water worden, zoals beschreven voor fig. 1.

Fig. 3 beschrijft een werkwijze volgens de uitvinding omvattende gesplitste absorptie en twee desorptiekolommen.

De absorptiesectie wordt in hoofdzaak bedreven zoals getoond in fig. 2. In deze uitvoeringsvorm van de. werkwijze volgens de uitvinding worden twee desorptiekolommen gebruikt. De bodemfractie 10 van de scheider V101 wordt toegevoerd aan een desorptiekolom CIO2 waarin het merendeel van de overblijvende C02 in de absorptieoplossing afgestript wordt door het gas dat toegevoerd wordt aan de kolom door leiding 17 van de top van kolom C103. De bodemfractie 11 van kolom C102 wordt gesplitst in een stroom 12 die teruggevoerd naar de absorptiekolom C101 en een stroom 13 die eventueel verwarmd kan worden in warmtewisselaar H103 en dan aan de top van desorptiekolom C103 toegevoerd kan worden, waarin de rest van de C02 en in hoofdzaak al het water verwijderd worden door het hete stripgas 18. Het gebruikte stripgas 16 uit de top van desorptiekolom C102 wordt vervolgens door V102 geleidt voor de verwijdering van water en vervolgens onder druk gebracht door ventilatoren K101 en K102 en teruggevoerd naar het voedingsgas of anders toegepast als stookgas, zoals uitgelegd in verband met fig. 1 en 2.

Voorbeeld 1

Dit voorbeeld heeft betrekking op het basisproces beschreven in fig. 1. 100.000 Nm3/h aardgas van 60 bar en 35°C met 7,5 mol % C02 wordt toegevoerd aan kolom C101 en in contact gebracht met een absorptieoplossing van 340 m3/uur. De absorptieoplossing bevat 2,5 Μ MEA en heeft een waterge-halte van 5 ppm (gewicht) en een C02 gehalte overeenkomend met 0,00001 mol C02/mol MEA. Gebruikte absorptieoplossing wordt verwarmd tot 180°C en de druk ervan wordt verlaagd over een klep 13, waarna het in een separator V101 gebracht wordt waarin de druk 1,2 bar is. Het C02 gehalte in de oplossing werd daarbij verlaagd van 0,4 mol C02/mol MEA tot 0,13 mol C02/mol MEA. De temperatuur werd verlaagd tot 122°C gedurende de drukverlaging. De oplossing werd vervolgens voorverwarmd tot 200°C in een warmtewisselaar H103 en vervolgens toegevoerd aan de desorptiekolom C103, waar het gestript werd met 13000 Nm3/h gas die geen water of C02 bevatte. Het gehalte aan water en C02 in de absorptieoplossing werd daarbij verlaagd tot het niveau aangegeven voor de absorptieoplossingvoeding aan kolom C101. ·

Het gezuiverde aardgas, zoals hierboven beschreven, bevat minder dan 100 ppm C02 en minder dan 1 ppm water bij het verlaten van de absorptiekolom C101.

Voorbeeld 2

Dit voorbeeld verwijst naar de uitvoeringsvorm beschreven in fig. 2. Aardgas in een hoeveelheid van 100.000 Nm3/h van 70 bar en 35°C met 6,4 mol % C02 werd toegevoerd aan de absorptiekolom C101 waarin het in contact gebracht werd met een absorptieoplossing die in hoofdzaak bestond uit TEG in een hoeveelheid van 340 m3/h gesplitst in twee stromen 4 en 5, zoals getoond in fig. 2. De MEA concentratie was 2,5 M in de absorptieoplossing. In de absorptiestroom 4 was het watergehalte 5 ppm (gewicht) en het C02 gehalte kwam overeen met 0,05 mol C02/mol MEA, terwijl de absorptiestroom 5 een watergehalte had van 3000 ppm (gewicht) en een C02 gehalte overeenkomend met 0,21 mol/mol MEA. Gebruikte absorptieoplossing werd verwarmd tot 160°C en in druk verlaagd en vervolgens toegevoerd aan scheider V101 waarin de druk 1,2 bar bedroeg. Het C02-gehalte in de oplossing werd daarbij verlaagd van 0,4 mol C02/mol MEA tot 0,21 C02/mol MEA.

Tijdens het verlagen van de druk werd de temperatuur verlaagd tot 107°C. De oplossing werd vervolgens in twee stromen 12 en 13 gesplitst, waarbij stroom 12 gekoeld werd en teruggepompt werd naar C101 als stroom 5, terwijl stroom 13 overgebracht werd zonder voorverwarming naar desorptiekolom C103 waarin deze werd gestript met 10.000 NmVh voor verwarmd gas dat wat er en C02 vrij was. Het gehalte aan water en C02 in de absorptieoplossing werd daarbij verminderd tot hetzelfde niveau als voor stroom 4. De vloeistof werd gekoeld en teruggepompt naar de absorptiekolom.

Als het aardgas gezuiverd werd volgens deze uitvoeringsvorm van de uitvinding bevatte het gas dat kolom C101 verlaat minder dan 50 ppm C02 en 1 ppm water. Een aanvullend voordeel van deze uitvoeringsvorm van de uitvinding is dat kleinere hoeveelheden stripgas noodzakelijk zijn voor het verkrijgen van zuiver LNG of dezelfde hoeveelheid stripgas kan gebruikt worden onder toepassing van minder verwarming in H107 en/of H103.

Voorbeeld 3

Dit voorbeeld heeft betrekking op de uitvoeringsvorm beschreven in fig. 3. 100.000 Nm3/h aardgas met een druk van 65 bar en 35°C en een C02 gehalte van 6,9 mol % werd toegevoerd aan kolom C101 waarin het in contact gebracht werd met een absorptieoplossing die in hoofdzaak bestond uit TEG.

Deze oplossing van 340 m3/h omvat zowel stromen 4 als 5 en het bevat MEA in een hoeveelheid van 2,5 M. In stroom 4 was het watergehalte 3 ppm (gewicht) en het C02 gehalte kwam overeen met 0,01 mol C02/mol MEA, terwijl stroom 5 een watergehalte had van 2750 ppm (gewicht) en een C02 gehalte overeenkomend met 0,01 mol/mol MEA.

Gebruikte absorptieoplossing werd verhit tot 160°C en in druk verlaagd over klep 30 en vervolgens toegevoerd aan scheider V101 waarin de druk 1,2 bar was. Het C02 gehalte in de absorptieoplossing werd daarbij verlaagd van 0,4 mol C02/mol MEA tot 0,21 mol C02/mol MEA. Gedurende de drukver-laging werd de temperatuur verlaagd tot 107°C. De oplossing werd vervolgens toegevoerd aan een desorptiekolom C102 waarin C02 en water werden gestript met een gas dat reeds gebruikt was als stripgas in desorptiekolom C103. De bodem-fractie van C102 wordt gesplitst in twee stromen 12 en 13 waarbij stroom 12 gekoeld wordt en teruggepompt wordt naar absorptiekolom C101 als stroom 5, terwijl stroom 13 zonder voorverwarming toegevoerd werd aan de desorptiekolom C103 waarin deze verder gestript werd met een voorverwarmd gas dat geen water of C02 bevatte. Het water en C02 gehalte van de absorptieoplossing werd daarbij verlaagd tot een niveau zoals aangegeven voor stroom 4. De vloeistof werd vervolgens gekoeld en teruggepompt naar de absorptiekolom.

Als het ruwe aardgas behandeld werd zoals beschreven in dit voorbeeld, had het gas dat kolom C101 verlaat een maximum van 50 ppm C02 en 1 ppm water. Het voordeel van toepassing van twee desorptiekolommen resulteert derhalve in minder C02 en HzO in stroom 12, in het bijzonder C02.

Bijgevolg kan een kleinere C101 eenheid toegepast worden voor het verkrijgen van de vereiste LNG specificaties zonder toename van de hoeveelheid stripgas.

Zoals getoond aan de hand van de hierboven gegeven voorbeelden kunnen water en C02 gelijktijdig uit aardgas verwijderd worden door toepassing van de werkwijze volgens de uitvinding.

De gewenste LNG specificatie kan ook gemakkelijk gehaald worden onder toepassing van de uitvinding. Derhalve kan gezuiverd aardgas ook blootgesteld worden aan temperatu- ren die zo laag zijn als 80°C zonder dat men serieuze problemen krijgt met betrekking tot ijs of kristallisatie vanwege C02 of watergehalte.

De werkwijze volgens de uitvinding vereist slechts standaardapparatuur en kleinere eenheden dan de conventionele werkwijze, waarbij verwijdering van de verontreinigingen in ieen aantal stappen uitgevoerd moet worden. In feite maken de vereiste apparatuurspecificaties het mogelijk deze te plaatsen aan boord van schepen of platforms. De uitvinding gebruikt ook beschikbaar gas vrij van water en C02 voor toepassing als verlichtingsgas (flash gas) en stookgas aan boord. Het is ook een onderdeel van deze uitvinding dat het stookgas gerecirculeerd kan worden naar de werkwijze indien het niet vereist wordt als stookgas. De flexibiliteit van de werkwijze maakt het geschikt voor toepassing op het land waar de ruimte vereiste voor de procesapparatuur minder belangrijk is.

De werkwijze volgens de uitvinding maakt het ook mogelijk spuigas van de LNG condensatie eenheid te gebruiken voor het zuiveren van het aardgas voorafgaand aan de conden-satiestap. Dit synergie-effect verbetert de totale economie.

Claims (3)

1. Voorbehandeling van aardgas voor de verwijdering van CO2 en water door middel van absorptie tot LNG specificatie met betrekking tot CO2 en H2O gehalte, met het kenmerk, dat het aardgas in contact gebracht wordt met een tweecomponentenabsorptieoplossing die in hoofdzaak vrij is van water en omvattende een component die fungeert als oplosmiddel, hetgeen een mengsel van oplosmiddelen kan zijn, met een hoge affiniteit voor water en verdraagzaam is met de andere componenten die de capaciteit hebben reversibel met CO2 te reageren, en dat gebruikte absorptieoplossing geregenereerd wordt door strippen met grote hoeveelheden inert gas die in hoofdzaak geen CO2 of water bevatten.

1. Voorbehandeling van aardgas voor de verwijdering van C02 en water door middel van absorptie tot LNG specificatie met betrekking tot C02 en H20 gehalte, met het kenmerk, dat het aardgas in contact gebracht wordt met een tweecomponen-tenabsorptieoplossing omvattende een component die fungeert als oplosmiddel, hetgeen een mengsel van oplosmiddelen kan zijn, met een hoge affiniteit voor water en verdraagzaam is met de andere componenten die de capaciteit hebben reversibel met C02 te reageren, en dat gebruikte absorptieoplossing geregenereerd wordt door strippen met grote hoeveelheden inert gas die in hoofdzaak geen C02 of water bevatten.

2. Voorbehandeling van aardgas volgens conclusie 1, met het kenmerk, dat de bodemfractie van de absorptiekolom verwarmd wordt, de druk verlaagd wordt en CO2 verwijderd wordt in een afscheidingseenheid voorafgaand aan desorptiebehandeling met een heet stripgas waaruit CO2 verwijderd is in een condensor, waarbij gebruikt stripgas teruggevoerd kan worden.

2. Voorbehandeling van aardgas volgens conclusie 1, met het kenmerk, dat de bodemfractie van de absorptiekolom verwarmd wordt, de druk verlaagd wordt en C02 verwijderd wordt in een afscheidingseenheid voorafgaand aan desorptie-behandeling met een heet stripgas waaruit C02 verwijderd is in een condensor, waarbij gebruikt stripgas teruggevoerd kan worden.

3. Voorbehandeling van aardgas volgens conclusie 1, met het kenmerk, dat de absorptieoplossing verwarmd tot 100-200°C voor de drukverlaging in een stap waarin het merendeel van de C02 uitgedreven wordt, en dat de vloeibare oplossing vervolgens gesplitst wordt in twee stromen, waarbij het merendeel teruggevoerd wordt aan de absorptiekolom en het resterende gedeelte gestript wordt met gas in een navolgende desorptiekolom voor de absorptieoplossing·teruggevoerd wordt naar het bovenste deel van de absorptiekolom.

4. Voorbehandeling van aardgas volgens conclusie l, met het kenmerk, dat de twee componenten absorptieoplossing omvat ethyleenglycolen, glycolethers of normaal methylpyrro-lidon en alkanolamines.

5. Voorbehandeling van aardgas volgens conclusie 1, met het kenmerk, dat het inerte stripgas opgewarmd spuigas van de laatste trap van een LNG condensatie eenheid is.

6. Voorbehandeling van aardgas volgens conclusie 1, met het kenmerk, dat de hoofdcomponenten van de absorptieoplos-sing zijn triethyleenglycol en monoethanolamine en/of diethanolamine.

7. Voorbehandeling volgens conclusie l, met het kenmerk, dat de gebruikte absorptieoplossing verwarmd wordt tot tenminste 150°C voorafgaand aan desorptie.

8. Voorbehandeling volgens conclusie 1, met het kenmerk, dat de desorptie van de gebruikte absorptieoplossing uitgevoerd wordt in drie stappen en dat het merendeel van het C02 verwijderd wordt in een eerste stap door "flashing" voordat de oplossing gedeeltelijk van water gestript wordt onder toepassing van gas en dat deel van de bodemfractie van de eerste desorptiekolom teruggevoerd wordt naar het onderste deel van de absorptiekolom waarbij de rest toegevoerd wordt aan een tweede desorptiekolom, en dat de bodemfractie van de tweede desorptiekolom, die in hoofdzaak vrij is van water, teruggevoerd wordt naar het bovenste deel van de absorptiekolom. GEWIJZIGDE CONCLUSIES:

3. Voorbehandeling van aardgas volgens conclusie 1, met het kenmerk, dat de absorptieoplossing verwarmd tot 100-200°C voor de drukverlaging in een stap waarin het merendeel van de CO2 uitgedreven wordt, en dat de vloeibare oplossing vervolgens gesplitst wordt in twee stromen, waarbij het merendeel teruggevoerd wordt aan de absorptiekolom en het resterende gedeelte gestript wordt met gas in een navolgende desorptiekolom voor de absorptieoplossing teruggevoerd wordt naar het bovenste deel van de absorptiekolom.