NO155444B - Fremgangsmaate til fraskillelse av kondenserbare alifatiske hydrokarboner og sure gasser fra jordgasser. - Google Patents
Fremgangsmaate til fraskillelse av kondenserbare alifatiske hydrokarboner og sure gasser fra jordgasser. Download PDFInfo
- Publication number
- NO155444B NO155444B NO821058A NO821058A NO155444B NO 155444 B NO155444 B NO 155444B NO 821058 A NO821058 A NO 821058A NO 821058 A NO821058 A NO 821058A NO 155444 B NO155444 B NO 155444B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- solvent
- absorption
- water
- aliphatic hydrocarbons
- enriched
- Prior art date
Links
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims abstract description 46
- 239000002253 acid Substances 0.000 title claims abstract description 24
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 238000000926 separation method Methods 0.000 title claims description 7
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 76
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 65
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 54
- 150000001983 dialkylethers Chemical class 0.000 claims abstract description 34
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 30
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 26
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 25
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims abstract description 18
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 14
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000002680 soil gas Substances 0.000 claims description 21
- 238000003795 desorption Methods 0.000 claims description 15
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 12
- DQYBDCGIPTYXML-UHFFFAOYSA-N ethoxyethane;hydrate Chemical compound O.CCOCC DQYBDCGIPTYXML-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 230000002040 relaxant effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 claims 1
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 24
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 abstract description 14
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 abstract description 12
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- -1 tert-amyl residue Chemical group 0.000 description 21
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 9
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 5
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 5
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 5
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 4
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical group OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 125000000118 dimethyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 2
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- 125000004178 (C1-C4) alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- RMGHERXMTMUMMV-UHFFFAOYSA-N 2-methoxypropane Chemical compound COC(C)C RMGHERXMTMUMMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WICKZWVCTKHMNG-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-2-propan-2-yloxybutane Chemical compound CCC(C)(C)OC(C)C WICKZWVCTKHMNG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- 108010083687 Ion Pumps Proteins 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N Sulfurous acid Chemical compound OS(O)=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004177 diethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 125000000959 isobutyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(C([H])([H])[H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 125000001449 isopropyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 125000004108 n-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 125000000740 n-pentyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 125000004123 n-propyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000012074 organic phase Substances 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 125000000999 tert-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C(*)(C([H])([H])[H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G5/00—Recovery of liquid hydrocarbon mixtures from gases, e.g. natural gas
- C10G5/04—Recovery of liquid hydrocarbon mixtures from gases, e.g. natural gas with liquid absorbents
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1456—Removing acid components
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1487—Removing organic compounds
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C7/00—Purification; Separation; Use of additives
- C07C7/11—Purification; Separation; Use of additives by absorption, i.e. purification or separation of gaseous hydrocarbons with the aid of liquids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1025—Natural gas
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte til fraskillelse av kondenserbare alifatiske hydrokarboner og sure gasser, såsom H2S, C02 og/eller COS, fra jordgasser inneholdende slike hydrokarboner og sure gasser, ved behandling av jordgassene med dialkyletere av polyetylenglykol.
Det er kjent, f.eks. fra U.S. patent 3 837 143 og Oil
and Gas Journal, Jan. 21, 1980, s. 66-70, å fjerne sure komponenter fra jordgasser ved hjelp av dialkyletere av polyetylenglykoler, hvilke virker som fysikalske løsningsmidler. Denne arbeidsmåte er meget godt egnet for fjerning av sure bestanddeler, spesielt for selektiv fjerning av svovelholdige bestanddeler, fra såkalte tørre jordgasser, d.v.s. jordgasser hvis hydrokarbon-andel i det vesentlige består av metan. Derimot er den kjente fremgangsmåte ikke egnet for fjerning av sure bestanddeler fra såkalte "våte" jordgasser, d.v.s. jordgasser som foruten metan også inneholder høyere alifatiske hydrokarboner, da de sure komponenter vaskes ut sammen med nevnte hydrokarboner (jfr. BRD-off. skrift 2 928 858).
For opparbeidelse av våte jordgasser i de tekniske jordgass-vaskeanlegg er det blitt anvendt kjemiske løsningsmid-ler, f.eks. vandige løsninger av alkanolaminer såsom dieta-nolamin. Ved behandlingen med de vandige alkanolamin-løsnin-ger ble de sure bestanddeler fjernet fra den våte jordgass, mens de høyere alifatiske hydrokarboner passerte gjennom jordgass-vaskeanlegget og deretter ble utvunnet fra jordgassen ved kondensasjon. Før kondensasjonstrinnet måtte det imidlertid innskytes et kostbart tørketrinn for igjen å fjerne den vanndamp som ble opptatt av jordgassen under behandlingen med den vandige alkanolamin-løsning. En ytterligere ulempe med de kjemiske løsningsmidler ligger i at disse i regelen bare oppviser en lav selektivitet når det gjelder å skille de svovelholdige sure bestanddeler fra CC^.
På grunn av de ulemper som hefter ved de kjemiske løs-ningsmidler ved opparbeidelse av jordgasser, forelå det et betydelig behov for en fremgangsmåte ved hvilken de frem-ragende løsningsmiddel-egenskaper av de som fysikalske løs-ningsmidler virkende dialkyletere av polyetylenglykoler også kan utnyttes ved opparbeidelse av våte jordgasser.
Det ble nå funnet en fordelaktig fremgangsmåte til fraskillelse av kondenserbare alifatiske hydrokarboner og sure gasser, såsom H2S, C02 og COS, fra jordgasser som inneholder disse kondenserbare alifatiske hydrokarboner og sure gasser, hvilken fremgangsmåte er karakterisert ved at
a) jordgassen i et første absorpsjonstrinn behandles med dialkyletere av polyetylenglykoler som løsningsmiddel, hvorved det bevirkes en absorpsjon av de kondenserbare alifatiske hydrokarboner, b) hvoretter den jordgass som uttas fra det første absorpsjonstrinn, under forhøyet trykk i et annet absorpsjonstrinn behandles med dialkyletere av polyetylenglykoler som løsningsmiddel, hvorved de sure gasser helt eller delvis absorberes, c) det på kondenserbare alifatiske hydrokarboner anrikede løsningsmiddel som erholdes fra det første absorpsjonstrinn, i et ekstraksjonstrinn behandles med vann under dannelse av en hydrokarbonfase som inneholder de kondenserbare alifatiske hydrokarboner, og en vann/dialkyleter-f ase, og hydrokarbonfasen skilles fra vann/dialkyleter-f asen, d) det på sure gasser anrikede løsningsmiddel som erholdes fra det annet absorpsjonstrinn, regenereres i et regenereringstrinn ved avspenning og/eller avstripping, og e) det regenererte løsningsmiddel returneres for absorpsjon .
Ved den nye fremgangsmåte kan man på enkel måte, foruten å fjerne de svovelforbindelser som inneholdes i den våte jordgass, også helt eller delvis fjerne de deri inneholdte høyere alifatiske hydrokarboner, slik at den etter opparbeidelsen erholdte jordgass kan tilføres gassfordelingsnettet uten at det ved lavere temperaturer inntrer forstyrrende kondensasjon og utskillelse av de høyere alifatiske hydrokarboner. De fra-skilte høyere alifatiske hydrokarboner er viktige utgangs-materialer for petrokjemiske fremgangsmåter, eksempelvis for fremstilling av etylen.
De jordgasser som anvendes i henhold til oppfinnelsen, inneholder i alminnelighet foruten hovedbestanddelen metan og de sure gasser, såsom H2S, C02 og/eller COS, varierende mengder av hydrokarboner fra den homologe rekke av alifatiske hydrokarboner med 2-15, fortrinnsvis 2-10 karbonatomer. Kon-sentrasjonen av disse alifatiske hydrokarboner i jordgassen er i regelen 0,1-10 mol%.
Den mengde H,,S som skal fjernes fra gassen, kan variere innen vide grenser. I alminnelighet er gassens innhold av H2S minst 5 ppm på volumbasis (volum-ppm), fortrinnsvis minst 10 volum-ppm, spesielt minst 100 volum-ppm og i regelen opp til 50 volum%, fortrinnsvis opp til 40 volum%, spesielt opp til 30 volum%. Som ytterligere svovelholdige sure bestanddeler kan jordgassene inneholde COS, eksempelvis i mengder på 3 volum-ppm til 2 volum%.
Foruten H2S inneholder jordgassene ofte som ytterligere surgass karbondioksyd, eksempelvis i mengder på 0,01-60 volum%, fortrinnsvis 0,1-45 volum%, spesielt 0,1-30 volum%.
Som dialkyleter av polyetylenglykoler kan det i alminnelighet anvendes forbindelser med den generelle formel
R1 - O - CH0 - CH„ - O - R2
2 2 n 1 2
hvor R og R betyr en forgrenet eller uforgrenet C^- til C^-alkylrest, fortrinnsvis C^-C4~alkylrest, og n, som angir an-tallet av etylenglykol-grupper, er et helt tall fra 2 til 9,
1 2
fortrinnsvis 3-8, og hvor R og R kan være like eller for-skjellige. Hensiktsmessig anvendes dialkyletere i hvilke R"<*>"
2 12
og R betyr hydrokarbonrester. Egnede rester R og R er eksempelvis metyl-, etyl-, n-propyl-, isopropyl-, n-butyl-, isobutyl-, tert.-butyl-resten, amyl-rester såsom tert.-amyl-resten.
Egnede dialkyletere av polyetylenglykoler er eksempelvis dimetyl-, metyl-etyl-, metyl-n-propyl-, metyl-iso-propyl-, metyl-n-butyl-, metyl-isobutyl-, metyl-tert.-butyl-, metyl-tert.-amyl-, dietyl, etyl-n-propyl, etyl-isopropyl-, etyl-n-butyl, etyl-isobutyl-, etyl-tert.-butyl-, etyl-tert,-amyl-, di-n-propyl, diisopropyl-, n-propyl-isopropyl-, n-propyl-n-butyl-, n-propyl-isobutyl-, n-propyl-tert.-butyl-, n-propyl-tert.-amyl, isopropyl-n-butyl-, isopropyl-isobutyl-, isopropyl-tert.-butyl-, isopropyl-tert.-amyl-eter. Fortrinnsvis anvendes dimetyl- og metylisopropyleter. Man kan anvende dialkyletere av polyetylenglykoler med det samme antall n av etylenglykolgrupper. I praksis anvendes imidlertid vanlig-vis blandinger av dialkyletere av polyetylenglykoler med i alminnelighet 2-8 etylenglykolgrupper.
I henhold til oppfinnelsen blir den jordgass som skal behandles, i et første absorpsjonstrinn behandlet med dialkyletere av polyetylenglykoler som løsningsmiddel for absorpsjon av de kondenserbare alifatiske hydrokarboner. Hensiktsmessig har løsningsmidlet i det første absorpsjonstrinn et vanninnhold på 0,5-8 vekt%, fortrinnsvis 0,5-5 vekt%. Det første absorpsjonstrinn kan drives under atmosfæretrykk. Hensiktsmessig blir det imidlertid i det første absorpsjonstrinn opprettholdt et forhøyet trykk, i alminnelighet et trykk mellom 5 og 150 bar, fortrinnsvis mellom 10 og 130 bar, spesielt mellom 20 og 120 bar. I regelen er temperaturene i det første absorpsjonstrinn - 20 til + 60°C, fortrinnsvis - 20 til + 40°C. Det første absorpsjonstrinn drives fordelaktig som absorpsjonskolonne, i alminnelighet som fyllegeme-eller plate-kolonne, idet løsningsmidlet i absorpsjonskolonnen hensiktsmessig tilføres den øvre halvdel, fortrinnsvis den øvre tredjedel, og i alminnelighet i motstrøm til den gass som skal behandles.
Den jordgass som uttas fra det første absorpsjonstrinn, blir deretter i et annet absorpsjonstrinn likeledes behandlet med dialkyletere av polyetylenglykoler som løsnings-middel under forhøyet trykk for absorpsjon av de sure bestanddeler, såsom H2S, C02 og/eller COS. Hensiktsmessig har det løsningsmiddel som tilføres det annet absorpsjonstrinn, et vanninnhold som er høyere enn vanninnholdet i det løsnings-middel som tilføres det første absorpsjonstrinn. I alminnelighet er vanninnholdet i det løsningsmiddel som tilføres det annet absorpsjonstrinn, 1,5-14 vekt%, fortrinnsvis 2-20 vekt%. Hensiktsmessig blir det i det annet absorpsjonstrinn anvendt den samme dialkyleter av polyetylenglykoler, henholds-vis den samme dialkyleter-blanding, som i det første absorpsjonstrinn.
Det annet absorpsjonstrinn drives under forhøyet trykk.
I alminnelighet blir det i det annet absorpsjonstrinn opprettholdt et trykk mellom 5 og 150 bar, fortrinnsvis mellom 10 og 130 bar, spesielt mellom 20 og 120 bar. Fordelaktig drives det første og det annet absorpsjonstrinn ved det samme trykk.
I regelen er temperaturene i det annet absorpsjonstrinn
- 20 til + 60°C, fortrinnsvis - 20 til + 40°C. Det annet absorpsjonstrinn drives fordelaktig som absorpsjonskolonne, 1 alminnelighet som fyllegeme- eller platekolonne, idet løsningsmidlet hensiktsmessig tilføres absorpsjonskolonnen i den øvre halvdel, fortrinnsvis i den øvre tredjedel, og i alminnelighet i motstrøm til den gass som skal behandles.
Hvis den jordgass som skal behandles i det annet absorpsjonstrinn, som sure gasser inneholder hydrogensulfid og karbondioksyd, kan disse sure gasser fjernes samtidig i det annet absorpsjonstrinn. En fordelaktig utførelsesform av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen består imidlertid i at hydrogensulfid, om gassen inneholder karbondioksyd, fjernes selektivt i den annen absorpsjonssone. Den løsningsmiddel-mengde som anvendes i det annet absorpsjonstrinn, er i alminnelighet flere ganger større enn den løsningsmiddelmengde som er påkrevet i det første absorpsjonstrinn, eksempelvis 2 til 100 ganger større, fortrinnsvis 5 til 50 ganger større.
Det løsningsmiddel som erholdes fra det første absorpsjonstrinn og som er anriket på de kondenserbare alifatiske hydrokarboner, behandles med vann i et ekstraksjonstrinn. Hensiktsmessig blir det på hydrokarboner anrikede løsningsmiddel blandet med vann, hvorved det dannes en vann/dialkyleter-fase og en hydrokarbonfase inneholdende de kondenserbare alifatiske hydrokarboner. Ved fraskillelse av hydrokarbonfasen kan de alifatiske hydrokarboner erholdes i flytende og ren form. I alminnelighet blir det på hydrokarboner anrikede løsnings-middel behandlet med en slik mengde vann at vanninnholdet i den erholdte vann/dialkyleter-fase ligger mellom 16 og 90 vekt%, fortrinnsvis mellom 20 og 80 vekt%. Ekstraksjonstrinnet drives hensiktsmessig på den måte at det på hydrokarboner anrikede løsningsmiddel og det i ekstraksjonstrinnet tilførte vann føres i motstrøm. Som ekstraksjonsapparater kan man eksempelvis anvende apparater av typen "mixer-settler" eller motstrøms-kolonner med roterende innsatser (f.eks. "Rotating Dise Contactor") eller pulserte fyllegeme-kolonner. Ekstraksjonstrinnet kan utføres ved atmosfaeretrykk eller ved forhøyet trykk, f.eks. ved trykk fra 1 til 30 bar.
Det løsningsmiddel som erholdes fra det annet absorpsjonstrinn og som er anriket på sure gasser, regenereres i et regenereringstrinn under utdrivning av de sure gasser. Regenereringen kan skje ved avspenning av det på sure gasser anrikede løsningsmiddel i en avspenningssone til et trykk under absorpsjonstrykket eller ved stripping av de sure gasser i en desorpsjonssone, hensiktsmessig under anvendelse av vanndamp som strippemiddel. Ifølge en foretrukken utførel-sesform blir det på sure gasser anrikede løsningsmiddel først avspent i en avspenningssone under avspenningsfordampning ("flash"-fordampning). Den gassblanding som erholdes fra avspennings-fordampningen, blir hensiktsmessig returnert til den annen absorpsjonssone, hvorved tap av delvis oppløste verdifulle produkter, såsom metan og etan, holdes lavt. Det løsningsmiddel som erholdes fra avspenningssonen, blir deretter strippet med vanndamp i en påfølgende desorpsjonssone, hvorved de oppløste sure gasser praktisk talt fullstendig strippes fra løsningsmidlet. Når det annet absorpsjonstrinn drives under selektiv I^S-fraskillelse, kan det ved strippingen med vanndamp i desorpsjonssonen oppnås en høykonsentrert B^S-gass, som eksempelvis kan opparbeides til elementært svo-vel i et Claus-anlegg.
Ifølge en spesiell utførelsesform av fremgangsmåten blir den desorpsjonssone som anvendes for stripping med vanndamp, og ekstraksjonstrinnet innbyrdes forbundet gjennom et lukket vann/løsningsmiddel-kretsløp. Dette skjer hensiktsmessig på den måte at man for behandlingen av det på kondenserbare alifatiske hydrokarboner anrikede løsningsmiddel i ekstraksjonstrinnet anvender det vann som erholdes som kondensert vann ved strippingen av det på sure gasser anrikede løsningsmiddel med vanndamp i desorpsjonssonen, hensiktsmessig ved avkjøling av de avdrevne sure gasser, som inneholder større mengder vanndamp, i en kondensasjonssone som følger etter desorpsjonssonen. Samtidig blir den vann/dialkyleter-blanding som erholdes etter fraskillelse av vann/dialkyleter-fasen i ekstraksjonstrinnet, returnert til desorpsjonssonen, hvor blandingen hensiktsmessig tilføres som flytende tilbakeløp ved toppen av desorpssjonssonen; herved lukkes kretsløpet.
Det regenererte løsningsmiddel som uttas fra sumpen av desorpsjonssonen, returneres til absorpsjonstrinnet. Det blir da i alminnelighet tilført det annet absorpsjonstrinn med det samme vanninnhold med hvilket det uttas fra desorpsjonssonen. Derimot blir vanninnholdet i det regenererte løsningsmiddel som tilføres det første absorpsjonstrinn, i alminnelighet redusert før tilsetningen til det første ab-sorps jonstrinn , hensiktsmessig ved avdestillering av vannet.
I det følgende skal ytterligere enkeltheter ved oppfinnelsen belyses nærmere ved hjelp av et utførelseseksempel, idet det henvises til tegningen som skjematisk viser frem-gangsmåtens forløp.
En gass hvis - sammensetning er angitt i tabellen, og som inneholder hydrogensulfid, karbondioksyd og alifatiske hydrokarboner, føres under trykk gjennom ledning 1 til sumpen i absorpsjonskolonnen 2. Samtidig tilføres gjennom ledning 29 en i kjøleren 28 avkjølt løsningsmiddelmengde bestående av en blanding av dialkyletere av polyetylenglykoler og en rest-mengde av vann inn ved toppen av absorpsjonskolonnen. Dette løsningsmiddel, som føres i motstrøm til gassen, oppløser.den overveiende andel av de normalt flytende hydrokarboner og små mengder av de sure bestanddeler H2S og C02 i den gassblanding som skal behandles. Gassen uttas gjennom ledning 3 ved toppen av kolonnen 2 og føres deretter til sumpen i absorpsjonskolonnen 4. Kolonnen 4 blir likeledes tilført en kjølt løsnings-middelstrøm gjennom ledning 24. I alminnelighet vil mengden av strømmen gjennom ledning 24 være flere ganger større enn mengden av strømmen gjennom ledning 29. Ved toppen av kolonnen 4 uttas via ledning 5 en ren gass som fremdeles har et lite innhold av høyere hydrokarboner og av de sure bestanddeler H2S og/eller C02- Den løsningsmiddelstrøm 6 som inneholder de høyere hydrokarboner, avspennes via ventilen 7 i en avspennings-fordampningsbeholder ("flash"-beholder) 8 til atmosfæretrykk. Herved desorberes de normalt gassformige bestanddeler som ble oppløst i absorpsjonskolonnen 2, og fø-res til kompressoren 10 gjennom ledning 9. Det anrikede løsningsmiddel fra absorpsjonskolonnen 4 føres gjennom ledning 11 og ventilen 12 og avspennes i avspennings-fordamp-ningsbeholderen 13. Her desorberes, alt etter avspennings-trykket, en større eller mindre mengde av oppløst gass. Av-spenningsgassen blir via ledning 14 blandet med den for-komprimerte avspenningsgass fra beholderen 8, komprimert i kompressoren 15 til absorpsjonstrykket i kolonnen 4, kjølt i kjøleren 16 og deretter returnert til absorpsjonskolonnen 4.
Det løsningsmiddel som uttas fra bunnen av avspennings-beholderen 13, føres via ledning 17 til varmeveksleren 18
og etter avspenning i ventilen 19 til toppen av desorpsjonskolonnen 20, hvor de sure bestanddeler avstrippes ved hjelp av den oppstigende vanndamp og føres via ledning 33 ut gjennom ledning 36 etter kondensasjon av vanndampen i kondensa-toren 34 og fraskillelse av det kondenserte vann i beholderen 35. Den vanndamp som trenges for avstrippingen av de sure forbindelser, fremstilles i kokeren 21 ved indirekte kontakt mellom det regenererte løsningsmiddel og et.oppvarm-ningsmedium, og føres oppover gjennom desorpsjonskolonnen 20
i motstrøm til løsningsmidlet. Hovedmengden av det løsnings-middel som uttas fra bunnen av kolonnen 20, føres gjennom ledning 22. og kjøles i varmevekslerne 18 og 23 og tilføres toppen av absorpsjonskolonnen 4 via ledning 24. En mindre del blir via ledning 25 tilført en kolonne 26, i hvilken løs-ningsmidlets vanninnhold nedsettes ved destillasjon. Løsnings-midlet med nedsatt vanninnhold uttas fra bunnen av kolonnen 26 og føres via ledning 29 til toppen av absorpsjonsinnret-ningen 2 etter kjøling i varmeveksleren 28. Det vann som forlater kolonnen 26 som topprodukt, kondenseres i kondensa-toren 30 og blir dels via ledning 31 tilført toppen av kolonnen 26 som flytende tilbakeløp og dels blandet med det kondenserte vann fra beholderen 35. De forente vannstrømmer tilføres den øvre del av ekstraksjonskolonnen 39 via ledning 38.'Blandingen av polyetylenglykol-dialkyletere og hydrokarboner, som innføres i den nedre del av kolonnen 39, blander
seg med vannet, hvorved det finner sted en faseseparasjon mellom vann-dialkyleter-blanding på den ene side og de flytende hydrokarboner på den annen side. De flytende hydrokarboner utskilles i toppen av kolonnen og uttas fra denne via ledning 41. Kolonnen er forbundet med beholderen 35 gjennom avluftningsledningen 40. Den vandige dialkyleter-strøm som uttas fra bunnen av kolonnen, føres via ledning 43 til toppen av desorpsjonskolonnen 20. Ved hjelp av pul-sas jonspumpen 42 blir det sørget for en god blanding av den vandige fase og den organiske fase i ekstraksjonskolonnen 39.
Claims (9)
1. Fremgangsmåte til fraskillelse av kondenserbare alifatiske hydrokarboner og sure gasser, såsom I^S, CC^ og COS,
fra jordgasser som inneholder disse kondenserbare alifatiske hydrokarboner og sure gasser, karakterisert ved at man a) først behandler jordgassen i et første absorpsjonstrinn (2) med dialkyletere av polyetylenglykoler som løsningsmid-del og herved bevirker en absorpsjon av de kondenserbare alifatiske hydrokarboner, b) deretter behandler den fra det første absorpsjonstrinn (a) uttatte jordgass i et annet absorpsjonstrinn (4) under for-høyet trykk med dialkyletere av polyetylenglykoler som løsningsmiddel, hvorved de sure gasser helt eller delvis absorberes, c) behandler det løsningsmiddel som erholdes fra det første absorpsjonstrinn (a) og som er anriket på de kondenserbare alifatiske hydrokarboner, med vann i et ekstraksjonstrinn (39) under dannelse av en vann/dialkyleter-fase og en hydrokarbonfase som inneholder de kondenserbare alifatiske hydrokarboner, og skiller hydrokarbonfasen fra vann/dialkyleter-fasen, d) regenererer det løsningsmiddel som erholdes fra det annet absorpsjonstrinn (b) og som er anriket på sure gasser, i et regenereringstrinn (20) ved avspenning og/eller avstripping, og e) returnerer det regenererte løsningsmiddel (d) for absorpsjon.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det løsningsmiddel som erholdes fra det annet absorpsjonstrinn (b) og som er anriket på sure gasser, regenereres på den måte at det anrikede løsningsmiddel først befries for en del av de oppløste sure gasser i en avspenningssone (13) ved avspenning av det anrikede løsningsmiddel til et trykk under absorpsjonstrykket, og deretter befries for en ytterligere del av de oppløste sure gasser i en desorpsjonssone (20) ved avstripping med vanndamp.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 og 2, karakterisert ved at løsningsmidlets vanninnhold i det første absorpsjonstrinn (a) ligger mellom 0,5 og 8 vekt%.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1-3, karakterisert ved at løsningsmidlets vanninnhold i det annet absorpsjonstrinn (b) ligger mellom 1,5 og 14 vekt%.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1-4, karakterisert ved at vanninnholdet i vann/dialkyleter-fasen i ekstraksjonstrinnet (c) er mellom 16 og 90 vekt%.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 2, karakterisert ved at vanninnholdet i det regenererte løsningsmiddel som tilføres det første absorpsjonstrinn (a) , før tilsetningen til det første absorpsjonstrinn nedsettes ved avdestillering av vann.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 2, karakterisert ved at det løsningsmiddel som erholdes fra det første absorpsjonstrinn (a) og som er anriket på kondenserbare alifatiske hydrokarboner, for fraskillelse av hydrokarbonene som hydrokarbonfase i ekstraksjonstrinnet (a) blandes med det kondenserte vann som erholdes ved avstrippingen med vanndamp i absorpsjonssonen.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 2, karakterisert ved at den vann/dialkyleter-blanding som erholdes etter fraskillelse av vann/dialkyleter-fasen i ekstraksjonstrinnet (c) , tilføres desorpsjonssonen (20).
9. Fremgangsmåte ifølge krav 2, karakterisert ved at man for fraskillelse av hydrokarbonene fra det løs-ningsmiddel som er anriket på kondenserbare alifatiske hydrokarboner, behandler det på hydrokarboner anrikede løsnings-middel med vann i en motstrøms-ekstraksjonskolonne.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| DE19813112661 DE3112661A1 (de) | 1981-03-31 | 1981-03-31 | Verfahren zur abtrennung von kondensierbaren aliphatischen kohlenwasserstoffen und sauren gasen aus erdgasen |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO821058L NO821058L (no) | 1982-10-01 |
| NO155444B true NO155444B (no) | 1986-12-22 |
| NO155444C NO155444C (no) | 1987-04-01 |
Family
ID=6128770
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO821058A NO155444C (no) | 1981-03-31 | 1982-03-30 | Fremgangsmaate til fraskillelse av kondenserbare alifatiske hydrokarboner og sure gasser fra jordgasser. |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4414004A (no) |
| EP (1) | EP0062789B1 (no) |
| JP (1) | JPS57174385A (no) |
| AT (1) | ATE14112T1 (no) |
| CA (1) | CA1178789A (no) |
| DE (2) | DE3112661A1 (no) |
| NO (1) | NO155444C (no) |
Families Citing this family (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4623371A (en) * | 1984-08-03 | 1986-11-18 | El Paso Hydrocarbons Company | Utilizing the Mehra process for processing and BTU upgrading of nitrogen-rich natural gas streams |
| JPS59216831A (ja) * | 1983-05-25 | 1984-12-06 | ノ−トン・カンパニ− | 軽炭化水素を有する混合物からの富メタンガス，二酸化炭素および硫化水素の分離方法 |
| DE3526680A1 (de) * | 1985-07-25 | 1987-01-29 | Linde Ag | Schwefelkondensator und -entgaser |
| US4741745A (en) * | 1986-05-07 | 1988-05-03 | Norton Company | Process for separation of carbon dioxide from other gases |
| JPH0698262B2 (ja) * | 1987-11-06 | 1994-12-07 | 株式会社日本触媒 | 酸性ガス吸収剤組成物 |
| FR2636857B1 (fr) * | 1988-09-26 | 1990-12-14 | Inst Francais Du Petrole | Procede de deshydratation, de desacidification et de separation d'un condensat d'un gaz naturel |
| FR2641542B1 (fr) * | 1988-11-15 | 1994-06-24 | Elf Aquitaine | Procede de decarbonatation et de degazolinage simultanes d'un melange gazeux constitue principalement d'hydrocarbures consistant en methane et hydrocarbures en c2 et plus et renfermant egalement co2 |
| US5137550A (en) * | 1991-04-26 | 1992-08-11 | Air Products And Chemicals, Inc. | Cascade acid gas removal process |
| WO1993012276A1 (en) * | 1991-12-09 | 1993-06-24 | Allied-Signal Inc. | Method for removal of spinning solvent from spun fiber |
| ES2120312B1 (es) * | 1994-12-27 | 1999-05-01 | Yesos Escayolas Y Derivados S | Procedimiento de elaboracion de placas de escayola e instalacion para su puesta en practica. |
| 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 |
| US6203599B1 (en) * | 1999-07-28 | 2001-03-20 | Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation | Process for the removal of gas contaminants from a product gas using polyethylene glycols |
| US6183540B1 (en) | 1999-08-27 | 2001-02-06 | Kinder Morgan, Inc. | Method and apparatus for removing aromatic hydrocarbons from a gas stream prior to an amine-based gas sweetening process |
| DE19947845A1 (de) * | 1999-10-05 | 2001-04-12 | Basf Ag | Verfahren zum Entfernen von COS aus einem Kohlenwasserstoff-Fluidstrom und Waschflüssikgkeit zur Verwendung in derartigen Verfahren |
| FR2820430B1 (fr) * | 2001-02-02 | 2003-10-31 | Inst Francais Du Petrole | Procede de desacidification d'un gaz avec lavage des hydrocarbures desorbes lors de la regeneration du solvant |
| DE10136484A1 (de) * | 2001-07-27 | 2003-02-13 | Uhde Gmbh | Verfahren zur Entfernung von Gasbestandteilen aus technischen Gasen mittels Ethylenglykoldimethylethern bei tieferen Temperaturen |
| US7678263B2 (en) * | 2006-01-30 | 2010-03-16 | Conocophillips Company | Gas stripping process for removal of sulfur-containing components from crude oil |
| CN101502741B (zh) | 2009-02-16 | 2011-01-05 | 北京博源恒升高科技有限公司 | 聚乙二醇脱除气体中SOx的方法 |
| WO2016178566A1 (en) * | 2015-05-01 | 2016-11-10 | Nederlandse Organisatie Voor Toegepast-Natuurwetenschappelijk Onderzoek Tno | Method for purifying methane-comprising gas |
| US10940432B2 (en) | 2016-04-27 | 2021-03-09 | Dow Global Technologies Llc | Process for selective removal of acid gases from fluid streams using a hybrid solvent mixture |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2139375A (en) * | 1937-06-14 | 1938-12-06 | Shell Dev | Removal of so from gases |
| US2596692A (en) * | 1946-10-29 | 1952-05-13 | Shell Dev | Method of absorbing gases, including hydrogen sulfide |
| US2781863A (en) * | 1953-12-30 | 1957-02-19 | Universal Oil Prod Co | Gas purification process |
| US3594985A (en) * | 1969-06-11 | 1971-07-27 | Allied Chem | Acid gas removal from gas mixtures |
| US3770622A (en) * | 1970-12-28 | 1973-11-06 | Fluor Corp | Treatment of wet natural gas mixtures to recover liquid hydrocarbons |
| US3739548A (en) * | 1972-01-28 | 1973-06-19 | Fish Eng & Construction Inc | Method and apparatus for removing distillate from physical solvents |
| US3824766A (en) * | 1973-05-10 | 1974-07-23 | Allied Chem | Gas purification |
| US3837143A (en) * | 1973-08-06 | 1974-09-24 | Allied Chem | Simultaneous drying and sweetening of wellhead natural gas |
| US3855337A (en) * | 1973-10-17 | 1974-12-17 | Black Sivalls & Bryson Inc | Method of removing and recovering aromatic hydrocarbons and water from a gas stream |
| US4330305A (en) * | 1976-03-19 | 1982-05-18 | Basf Aktiengesellschaft | Removal of CO2 and/or H2 S from gases |
| US4106917A (en) * | 1977-02-11 | 1978-08-15 | United States Steel Corporation | Gas preparation |
| DE2923012A1 (de) * | 1979-06-07 | 1980-12-18 | Basf Ag | Verfahren zur gleichzeitigen entfernung von wasser und schwefelwasserstoff aus gasen |
| DE2928858A1 (de) * | 1979-07-17 | 1981-02-05 | Linde Ag | Verfahren zur reinigung von gasgemischen |
-
1981
- 1981-03-31 DE DE19813112661 patent/DE3112661A1/de not_active Withdrawn
-
1982
- 1982-03-10 US US06/356,721 patent/US4414004A/en not_active Expired - Fee Related
- 1982-03-17 CA CA000398578A patent/CA1178789A/en not_active Expired
- 1982-03-23 EP EP82102378A patent/EP0062789B1/de not_active Expired
- 1982-03-23 AT AT82102378T patent/ATE14112T1/de not_active IP Right Cessation
- 1982-03-23 DE DE8282102378T patent/DE3264508D1/de not_active Expired
- 1982-03-29 JP JP57049257A patent/JPS57174385A/ja active Pending
- 1982-03-30 NO NO821058A patent/NO155444C/no unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| ATE14112T1 (de) | 1985-07-15 |
| JPS57174385A (en) | 1982-10-27 |
| US4414004A (en) | 1983-11-08 |
| EP0062789A3 (en) | 1983-07-06 |
| CA1178789A (en) | 1984-12-04 |
| NO821058L (no) | 1982-10-01 |
| NO155444C (no) | 1987-04-01 |
| DE3112661A1 (de) | 1982-10-14 |
| EP0062789B1 (de) | 1985-07-03 |
| EP0062789A2 (de) | 1982-10-20 |
| DE3264508D1 (en) | 1985-08-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO155444B (no) | Fremgangsmaate til fraskillelse av kondenserbare alifatiske hydrokarboner og sure gasser fra jordgasser. | |
| US4044100A (en) | Separation of acidic gas constituents from gaseous mixtures containing the same | |
| US4080424A (en) | Process for acid gas removal from gaseous mixtures | |
| CA1061083A (en) | Simultaneous drying and sweetening of wellhead natural gas | |
| US5061465A (en) | Bulk CO2 recovery process | |
| JP2559267B2 (ja) | 主としてメタンからなりｈ▲下２▼ｓ及びｃ▲下２▼以上の炭化水素も含む気体混合物の選択的脱硫及びガソリン除去を極低温で同時に行う方法 | |
| RU2095124C1 (ru) | Способ избирательной очистки газа, содержащего двуокись углерода, от серных соединений | |
| NO153717B (no) | Fremgangsmaate for selektiv separering av hydrogensulfid fra karbondioksydholdige gassformede blandinger | |
| JPH0421521B2 (no) | ||
| NO314901B1 (no) | Fremgangsmåte for dehydratisering, samt fjerning av syre og bensin fra en naturgass, under anvendelse av en lösemiddelblanding | |
| JPH02111414A (ja) | ガスからｃｏ↓２および場合によってｈ↓２ｓを除去する方法 | |
| NO160762B (no) | Fremgangsmaate for separering av sure gasser fra hydrokarboner inneholdende metan. | |
| KR101079553B1 (ko) | 기체 천연 가스 스트림으로부터 천연 가스 액체의 제거 | |
| SA02220701B1 (ar) | عملية لاجل ازالة حمضية deacidzing غاز بواسطة غسل washing الهيدروكربونات الممجوجة desorbed hydrocarbons عند اعادة توليد regeneration المذيب solvent | |
| JPS6252608B2 (no) | ||
| NO160178B (no) | Fremgangsmaate ved fjerning av co2 og/eller h2s fra gasser. | |
| CN109692547B (zh) | 用于从甲醇分离含硫组分的设备和方法 | |
| EP0215911A1 (en) | Selective absorption of hydrogene sulfide from gases which also contain carbon dioxide | |
| US2217429A (en) | Separation of acetylene from gaseous mixtures containing it | |
| NO871880L (no) | Fremgangsmaate for separering av sure gasser. | |
| US3925047A (en) | Removal of moisture from a natural gas stream by contacting with a liquid desiccant-antifreeze agent and subsequently chilling | |
| NO142625B (no) | Analogifremgangsmaate ved fremstilling av terapeutisk aktive, nye piperazinderivater | |
| EP2467199A1 (en) | Separation of light hydrocarbons and sour species from a sour gas | |
| US2736756A (en) | Recovery of ethylene | |
| DK170394B1 (da) | Fremgangsmåde til fjernelse af H2S og CO2 fra en gasblanding der indeholder H2S og CO2 |