NO160762B - Fremgangsmaate for separering av sure gasser fra hydrokarboner inneholdende metan. - Google Patents
Fremgangsmaate for separering av sure gasser fra hydrokarboner inneholdende metan. Download PDFInfo
- Publication number
- NO160762B NO160762B NO821814A NO821814A NO160762B NO 160762 B NO160762 B NO 160762B NO 821814 A NO821814 A NO 821814A NO 821814 A NO821814 A NO 821814A NO 160762 B NO160762 B NO 160762B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- hydrocarbon
- stream
- distillation
- carbon dioxide
- methane
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 92
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims description 65
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 41
- 239000002253 acid Substances 0.000 title claims description 37
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 109
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 109
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 92
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims description 87
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 82
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 72
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 60
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 51
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 44
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 40
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 35
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims description 30
- 238000007710 freezing Methods 0.000 claims description 12
- 230000008014 freezing Effects 0.000 claims description 12
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 9
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 claims description 7
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 44
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 23
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 14
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 13
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 13
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 8
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 6
- 235000013844 butane Nutrition 0.000 description 5
- 229920002301 cellulose acetate Polymers 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 4
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 3
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 3
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N Dimethyl ether Chemical compound COC LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 2
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 2
- 229920001747 Cellulose diacetate Polymers 0.000 description 1
- DQEFEBPAPFSJLV-UHFFFAOYSA-N Cellulose propionate Chemical compound CCC(=O)OCC1OC(OC(=O)CC)C(OC(=O)CC)C(OC(=O)CC)C1OC1C(OC(=O)CC)C(OC(=O)CC)C(OC(=O)CC)C(COC(=O)CC)O1 DQEFEBPAPFSJLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002284 Cellulose triacetate Polymers 0.000 description 1
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M Methacrylate Chemical compound CC(=C)C([O-])=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 1
- NNLVGZFZQQXQNW-ADJNRHBOSA-N [(2r,3r,4s,5r,6s)-4,5-diacetyloxy-3-[(2s,3r,4s,5r,6r)-3,4,5-triacetyloxy-6-(acetyloxymethyl)oxan-2-yl]oxy-6-[(2r,3r,4s,5r,6s)-4,5,6-triacetyloxy-2-(acetyloxymethyl)oxan-3-yl]oxyoxan-2-yl]methyl acetate Chemical compound O([C@@H]1O[C@@H]([C@H]([C@H](OC(C)=O)[C@H]1OC(C)=O)O[C@H]1[C@@H]([C@@H](OC(C)=O)[C@H](OC(C)=O)[C@@H](COC(C)=O)O1)OC(C)=O)COC(=O)C)[C@@H]1[C@@H](COC(C)=O)O[C@@H](OC(C)=O)[C@H](OC(C)=O)[C@H]1OC(C)=O NNLVGZFZQQXQNW-ADJNRHBOSA-N 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920001727 cellulose butyrate Polymers 0.000 description 1
- 229920006218 cellulose propionate Polymers 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- JXBPSENIJJPTCI-UHFFFAOYSA-N ethyl cyanate Chemical compound CCOC#N JXBPSENIJJPTCI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 1
- 239000008246 gaseous mixture Substances 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 1
- RUOJZAUFBMNUDX-UHFFFAOYSA-N propylene carbonate Chemical compound CC1COC(=O)O1 RUOJZAUFBMNUDX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C7/00—Purification; Separation; Use of additives
- C07C7/005—Processes comprising at least two steps in series
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C7/00—Purification; Separation; Use of additives
- C07C7/144—Purification; Separation; Use of additives using membranes, e.g. selective permeation
-
- 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
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S62/00—Refrigeration
- Y10S62/928—Recovery of carbon dioxide
- Y10S62/929—From natural gas
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for separering av sure gasser fra hydrokarboner inneholdende metan, og det særegne ved fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen er at metanet separeres fra en hydrokarbonstrøm inneholdende sure gasser til å frembringe en hydrokarbonstrøm som er hovedsakelig fri for metan og deretter føres denne hovedsakelig metanfri hydrokarbonstrøm gjennom et semipermeabelt membransystem for separering av de nevnte sure gasser fra nenvte hydrokarbonkomponenter, idet det nevnte membransystem velges slik at de sure gasser passerer gjennom membransystemet i en vesentlig høyere takt enn de nevnte hydrokarbonkomponenter .
Ved en spesiell utførelsesform av oppfinnelsen utkastes en hydrokarbonstrøm inneholdende karbondioksyd og/eller hydrogensulfid for lavtemperatur-destillasjon for å frembringe en hydrokarbonstrøm som er hovedsakelig fri for metan, og denne underkastes så for den nevnte behandling for separasjon av de sure gasser.
Disse og andre trekk ved oppfinnelsen fremgår av patentkrav-ene.
Mange hydrokarbongass-strømmer, i tillegg til den overveiende metankomponent, inneholder varierende mengder av tyngre hydrokarboner som f.eks. etan, propan, butan, etc., såvel som forurensninger som f.eks. sure gasser som typisk er karbondioksyd og/eller hydrogensulfid. Det er ofte nødvendig å behandle disse hydrokarbonstrømmer for å fjerne forurensningene og separere de tyngre hydrokarbonkomponenter som også er verdifulle og ganske ofte har andre anvendelser enn metan. For at således f.eks. naturgass skal være kommersielt brukbar må den tilfredsstille strenge spesifikasjoner med hensyn til varmeverdi og innhold av hydrogensulfid og karbondioksyd. Følgelig må tilstrekkelig hydrogensulfid fjernes slik at naturgassen har en hydrogensulfidkonsentrasjon på ikke mer enn fra omtrent 5-12 mg/m<3>. Tilsvarende bør karbondioksydinnholdet være mindre enn 2 mol%, idet høyere konsentrasjoner kan være korroderende og kan redusere varmeverdien av naturgassen til et uakseptabelt nivå.
Fjernelse av sure gasser fra hydrokarboner kan skje ved bruk av en rekke etablerte teknologier og det er således f.eks. kjent å anvende fysikalske løsningsmidler som er selektive overfor de sure gasskomponenter og kjemiske løsningsmidler som vil reagere med slike komponenter. Eksempler på passende fysikalske løsningsmidler inkluderer propylenkarbonat og dimetyleter av polyetylenglykol og eksempler på passende kjemiske løsningsmidler er vandige løsninger av kaliumkar-bonat og av aminer som f.eks. i US patentskrift 4.130.403. Det har imidlertid ikke vært ansett lønnsomt å fremstille store membranelementer eller enheter og følgelig medfører ikke membransystemer samme lønnsomhetsskala som konvensjonell behandling og deres anvendelse i industriell målestokk har vært begrenset.
Det er også kjent flere metoder for å fjerne tyngre hydrokarbonkomponenter enn metan og i enkelte tilfeller vil enkel avkjøling av hydrokarbonstrømmen kondensere en del av de tyngre komponenter til væsker som så kan separeres fra den ukondenserte del og videre separeres til de individuelle komponenter, f.eks. etan, propan, butan, etc. En annen fremgangsmåte for utvinning av slike hydrokarbonvæsker er ved obsorpsjon i en hydrokarbonolje. Ved denne metode oppløses etan og de andre tyngre komponenter i oljen i en absorpsjons-innretning. Oljen innehooldende de oppløste komponenter føres så til en strippeinnretning hvori hydrokarbonkomponentene desorberes ved innvirkning av varme.
Den senest utviklede teknologi for separering og utvinning av hydrokarbonvæskene gjennomføres ved kryogene temperaturer hvori avkjølingen i det minste delvis kan tilveibringes ved ekspandering av gassen mens den utføres arbeid i en innretning som kalles en turbo-ekspanderingsinnretning. De kondenserte væsker kan så separeres ved hjelp av lavtempera-turdestillasjon.
Hvis hydrokarbonstrømmen også inneholder karbondioksyd og/eller hydrogensulfid fjernes disse komponenter vanligvis før separeringen av hydrokarbonvæskene. I tilfellet med separering ved kryogene temperaturer er den aksepterte og fore-trukne praksis å fjerne karbondioksydet og eventuell vann-damp som kan være tilstede før avkjøling, idet både vann og karbondioksyd kan gå over i fast tilstand ved lav temperatur og derved tilstoppe utstyret. Under visse betingelser vil imidlertid karbondioksyd være tilbake i flytende tilstand og dets separering ved hejlp av destillasjon kan foretrekkes fremfor andre metoder. I US patentskrift 3-595.782 beskrives således en prosess hvor vann fjernes før gasstrømmen antar kryogene temperaturer, men karbondioksydet separeres fra den kondenserte væske ved destillasjon ved lav temperatur. Ved en slik prosess fjernes karbondioksydet på toppen sammen med metan, mens etan og tyngre hydrokarbonkomponenter fjernes som et bunnprodukt fra destillasjonen. Denne prosess har imidlertid en ulempe ved at karbondioksydet blir tilbake sammen med metanet og til slutt må separeres fra dette med mindre karbondioksydinnholdet er forholdsvis lavt. Også hvis hydrogensulfid ikke fjernes før gassen avkjøles vil det separeres som en væske sammen med de tyngre hydrokarbonvæsker og hvis de individuelle hydrokarbonkomponenter deretter separeres vil hydrogensulfidet gå sammen med hydrokarbonene, i første rekke med propan og etan, og må deretter fjernes derfra.
Ved den foreliggende oppfinnelse separeres sure gasskomponenter fra en hydrokarbonstrøm hvor metan først separeres for å frembringe en hovedsakelig metanfri hydrokarbonstrøm. Foretrukket oppnås denne separering ved lavemperaturdestillasjon hvor metanet fjernes som topp-produkt, mens etan, tyngre hydrokarbonkomponenter og de sure gasser fjernes som et flytende bunnprodukt. Den hovedsakelig metanfri hydrokarbonstrøm føres så gjennom et semipermeabelt membransystem for å separere de sure gasser fra hydrokarbonkomponentene.
På grunn av at metan er tilstede i betraktelige mengder før det separering økes konsentrasjonen av den sure gass i hydro-karbonstrømmen i betraktelig grad når metanet separeres ved hjelp av destillasjonsprosessen. Den hovedsakelig metanfri hydrokarbonstrøm inneholdende de sure gasser kan videre destilleres for å separere hydrokarbonkomponentene og/eller for videre konsentrering av de sure gasskomponenter, som det skal beskrives mer detaljert og illustreres ved hjelp av de arbeidseksempler som følger.
Selvom innholdet av karbondioksyd og hydrogensulfid kan separeres ved anvendelse av de forskjellige teknologier som er nevnt i det foregående, kan man ved den foreliggende oppfinnelse bedre utnytte det forhold at konsentrasjonen av slike komponenter økes og det totale volum av hydrokarbongasstrømm-en reduseres slik at utstyret som kreves for slik separering reduseres i sterk grad. Videre tilveiebringer den tilsiktede fjernelse av metan med fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen en hydrokarbonstrøm som er spesielt godt egnet for behandling med et semipermeabelt membransystem for fjernelse av sure gasskomponenter. Av samme grunn medfører kombinasjon-en av først å fjerne metan og deretter behandle den resterende hydrokarbonstrøm med et membransystem en vesentlig økonomisk fordel. Mens således hydrokarboner tyngre enn metan er mr oppløselig enn metan i løsningsmidler anvendt for å fjerne sure gasskomponenter og representerer et betraktelig tap, vil de fleste membraner tilbakevise de tyngre hydrokarbonkomponenter endog lettere enn metan. F.eks. avhenger separering av karbondioksyd fra metan med celluloseacetat-membraner av det forhold at karbondioksyd vil trenge gjennom membranen omtrent 25 ganger hurtigere enn etan. Sagt på en annen måte vil etanet passere gjennom celluloseacetatmembranen 3 ganger så sakte som metan og propan og tyngre hydrokarbonkomponenter vil slippe gjennom i en enda saktere takt.
Ved en foretrukket utførelsesform blir det flytende bunnprodukt fra destillasjonstrinnet hvor metan fjernes destillert videre for å frembringe et topp-produkt som vil inneholde alle de sure gasskomponenter og i det tilfellet at karbondioksydet er den eneste komponent av denne type, kan produktet være den tilnærmede binære azeotrop av karbondioksyd og etan avhengig av økonomiske betraktninger for systemet og de prosessvariable komponenter. Tidligere ble en slik azeotrop ansett som en kompliserende faktor, men ved fremgangsmåten i henhold til den foreliggende oppfinnelse kan azeotropen behandles på en måte som bidrar til den totale effektivitet og lønnsomhet av angjeldende teknologi. En resirkulert strøm av etan og/eller tyngre hydrokarboner oppnås således som kan returneres til lavtemperatur-destillasjonskolonnen for å sikre driften av denne uten fare for dannelse av fast karbon-diokdyd.
Den annen destillasjon konsentrerer de sure gasskomponenter videre og dette er fordelaktig hva angår fjernelse av disse komponenter. Ytterligere er topp-produktet fra destillasjonen meget reng og dette er i sin tur ytters fordelaktig ved at partikkelformede eller tunge viskøse forurensende bestanddel-er nedsetter membransystemets levetid drastisk. Destillasjonstrinnet virker derfor som en effektiv forbehandling som sterkt øker levetiden for membransystemene og dette er av stor betydning på grunn av at membranutbytting kan være den største enkelte arbeidsutgift i et membrananlegg.
Fremgangsmåten i henhold til den foreliggende oppfinnelse har også stor betydning der hvor det øsnkes utvinning av hydrokarbonkomponenter tyngre enn metan, dvs. etan, propan, butan, etc. (naturgassvæskene) som separate produkter. Fremgangsmåten er også nyttig for å fjerne karbondioksyd og/eller hydrogensulfid idet en del eller alle de tyngre hydrokarbonkomponenter føres tilbake i metanstrømmen.
Oppfinnelsen skal beskrives med henvisning til de vedføyde figurer 1-4 som er skjematiske illustrasjoner av utførelses-former av fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen.
I samsvar med fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen fjernes sure gasser, hovedsakelig bestående av karbondioksyd og/eller hydrogensulfid, fra en hydrokarbonstrøm omfattende metan, etan og tyngre hydrokarbonkomponenter eller en blanding av slike hydrokarboner som f.eks. naturgass. Hydro-karbonstrømmen kan være en naturlig forekommende strøm som f.eks. naturgass eller gasser fremstilt sammen med råolje, såkalte assosierte gasser, eller kan være syntetiske gasser fremstilt ved raffineri-drift. Metaninnholdet fjernes fra hydrokarbonstrømmen, foretrukket ved en lavtemperaturdestil-lasjon, dvs. ved en temperatur lavere enn omtrent -65°C og et trykk innenfor området fra20 til 50 kg/cm<2>. Metan fjernes fra destillasjonskolonnen som det hovedsakelige topp-produkt og en hovedsakelig metanfri strøm omfattende etan, tyngre hydrokarbonkomponenter og de sure gasser utvinnes som bunnprodukt. Det hovedsakelig metanfrie bunnprodukt føres gjennom en eller flere semipermeable membransystemer for å separere de sure gasskomponenter og frembringe en hydrokarbonrik strøm av etan, propan, butan, etc. Den nøyaktige sammensetning av den hydrokarbonrike strøm vil selvfølgelig avhenge av sammen-setningen av den initiale hydrokarbon-tilførselsstrøm.
Det semipermeable membransystem som anvendes ved oppfinnelsen kan være celluloseacetat, cellulosediacetat, cellulosetriace-tat, cellulosepropionat, cellulosebutyrat, cellulosecyano-etylat, cellulosemetakrylat eller blandinger derav, som be-skrevet i US patentskrift 4.130.403. Andre semipermeable membransystemer som gir en separering mellom sure gasser og etan eller tyngre hydrokarboner og som er mere effektive enn separeringen mellom sure gasser og metan kan også anvendes.
Foretrukket er det anvendte membransystem en tynn, tørket, understøttet celluloseestermembran med en permeabilitets-konstant på minst 10" 8 (målt ved 7 kg/cm<2>) for H ? eller
CC^. Ved denne separering bør differensialtrykket over membranen være minst 7 kg/cm<2> og partialtrykket av CO^ og H^ S bør holdes på et høyere nivå på tilførselssiden av membranet enn på den annen side. Foretrukket bør partialtrykket av og r^S på den annen side være minst omtrent 80% av partialtrykket av de samme komponenter i tilførsels-strømmen.
Ved gass-separeringsprosesser som anvender semipermeable membransystemer bringes den gassformede blanding i kontakt med en side av et membransystem og et tilstrekkelig positivt trykk-differensial opprettholdes over membransystemet slik at de mer permeable gasskomponenter i blandingen drives gjennom fra tilførselssiden av membransystemet til den annen side. Disse mer permeable komponenter passerer gjennom membransystemet i en høyere takt enn andre komponenter i tilførsels-blandingen som har lavere permeabiliteter. Partialtrykket av de mer permeable komponenter holdes også ved et høyere nivå på tilførselssiden av membransystemet enn på den annen side ved separat fjernelse av resten av tilførselsstrømmen og av strømmen på den annen side fra kontakt med membransystemet.
Etter trinnet med det semipermeable membransystem behandles den hydrokarbonrike strøm videre, f.eks. ved hjelp av en ytterligere destillasjonsprosess, for å frembringe en strøm av etan og/eller tyngre hydrokarbonkomponenter som kan resirkuleres til den første destillasjon for å forhindre at karbondioksydet i hydrokarbonstrømmen deri fryser og til-stopper destillasjonskolonnen.
Fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen vil bedre forstås med henvisning til de etterfølgende spesifikke og illustrerende eksempler med henvisning til figurene i teg-ningen som illustrerer forskjellige utførelsesformer av denne prosess.
EKSEMPEL I
Med henvisning til fig. 1 går en hydrokarbonstrøm med den etterfølgende sammensetning inn i prosessen som størn 1 som føres til en destillasjonskolonne 2 ved et trykk på omtrent 39,7 kg/cm2
Den laveste tempertur i kolonnen 2 er omtrent -81,7°C. Metan tas ut som det vesentlige topp-produkt, dvs. strømmen 3, og har følgende sammensetning:
Bunnproduktene 4 føres til den andre destillasjonskolonne 5 ved et trykk bare litt lavere enn i den første destillasjonskolonne som et resultat av friksjonstap i ledningen, med omtrent 37,6 kg/cm<2>. Topp-produktet fra denne destillasjon 6 er tilnærmet den binære azeotrop som dannes av karbondioksyd og etan:
Bunnproduktet fra denne destillasjon 7 er det resterende etan pluss høyere hydrokarboner (naturgass-væsker) som kan destilleres videre til separate komponenter eller blandes tilbake med metanet 3-
Topp-produktet 6 føres til et membrananlegg 8 ved et trykk bare litt mindre enn i den andre destillasjonskolonne, på nytt som et resultat av friksjonstapene i ledningen, omtrent 34,1 kg/cm2.
I membrananlegget 8 passerer gassene over et semipermeabelt membransystem hvorigjennom karbondioksydet passerer mye lettere enn etanet. Overflatearealet av tilgjengelig membransystem og oppholdstid styres slik at en strøm 9 inneholdende 98% C02 ved lavt trykk, f.eks. 0,35 til 0,7 kg/cm<2>,
fremstilles. Under anvendelse av f.eks. en celluloseacetat-membrn kommer den hydrokarbonstrøm som ikke passerer gjennom membransystemet 10 ut med 91% av CO^ fjernet og med en omtrentlig sammensetning:
15 Volum% C02
85 Volum% C2
Trykket er bare litt mindre enn den innkommende gass på grunn av friksjonstapene, i dette tilfellet omtrent 33,7 kg/cm<2>.
Gassen som kommer ut fra membransystemet 10 og som er rik på etan, tilføres en tredje destillasjonskolonne 11 ved et trykk bare litt mindre enn utgangstrykket av membransystemet på grunn av friksjonstapene i ledningen, omtrent 33,4 kg/cm<2>. Topp-produktet fra denne destillasjon 12 er på nytt omtrentlig den binære azeotrop av etan og karbondioksyd som komprimeres i 13 til å gjenvinne de 0,7-1,4 kg/cm<2> friksjonstap som opptrer og returneres til inngangen av membransystemet 8.
Bunnproduktet 14 er etan hvorav en del pumpes tilbake gjennom 15 til destillasjonskolonnen 2 som resirkulert hydrokarbon 16 som forhindrer at CO^ fryser i destillasjonskolonnen.
EKSEMPEL II
Som vist i fig. 2 går en hydrokarbonstrøm inneholdende H^ S og CC>2 og med den følgende sammensetning inn i prosessen som en strøm 17 som tilføres til en destillasjonskolonne 18:
I dette tilfellet er trykket omtrent 39,7 kg/cm<2> og den laveste temperatur i kolonnen 18 er omtrent -81,7°C. Metan tas ut som det vesentlige topp-produkt, strømmen 19 med følgende sammensetning:
Bunnproduktet 20 føres til den andre destillasjonskolonne 21 med et trykk bare litt lavere enn i den første destillasjonskolonne som et resultat av friksjonstap i ledningen, omtrent 37,6 kh/cm<2>. Topp-produktet fra destillasjonskolonnen 22 inneholder alle de sure gasser (H2S og C02), etan og enten noe eller alt av propanet avhengig av de ønskede hydrokarbonprodukter. I dette eksempel holdes konsentrasjonen av sur gass på det maksimale og propanet oppdeles med nok propan i topp-produktet 22 til å bringe all H2S til å gå over som topp-produkt og det resterende propan til å gå som bunnprodukt 23 sammen med butanene og tyngre hydrokarboner. Topp-produktet 22 har følgende sammensetning:
Topp-produktet 22 føres nå til et membrananlegg 24 med et trykk bare litt mindre enn i den andre destillasjonskolonne som et resultat av friksjonstap i ledningen, omtrent 34,1 kg/cm<2>.
I membrananlegget 24 passerer gassene over et semipermeabelt membransystem hvorigjennom hydrogensulfidet og karbondioksydet passerer mye lettere enn etan eller propan. Tilgjengelig overflateareal av membransystemet og oppholdstid styres slik at strømmen 25 inneholdende 98% sure gasser (C02 og H^ S)
og 2% hydrokarbon (etan pluss propan) med lavt trykk 0,35-0,7 kg/cm<2> frembringes.
På grunn av at H^ S vil passere lettere gjennom membransystemet enn endog CO^, er der en konsentrerende effekt, og forholdet mellom C02 og H^ S er mindre enn forholdet mellom C02 og H2S i tilførselen 22. Dette er fordelaktig hvis denne gass skal behandles i et såkalt Claus-anlegg for fremstilling av svovel.
Hydrokarbonstrømmen 26 som kommer ut fra membrananlegget uten å passere gjennom membransystemene befinner seg nå ved et trykk som bare er litt mindre enn trykket i den inngående gass på grunn av friksjonstapene, omtrent 33,7 kg/cm<2>. Denne strøm 26 tilføres en tredje destillasjonskolonne 27 hvori den binære azeotrop av karbondioksyd med omtrentlig sammensetning:
tas ut på toppen som strømmen 28, komprimeres i 29 for å
overvinne friksjonstap, og sendes til inngangen av et annet membrananlegg 30.
Karbondioksyd passerer mye lettere gjennom membransystemet enn etanen. Arealet av membransystemet og oppholdstid kon-trolleres slik at det frembringes en strøm 31 inneholdende 98% C02 og 2% etan ved et trykk egnet for ytterligere be-hadnling eller utslipping, i dette tilfellet omtrent 0,35 kg/cm<2>. Gassen som ikke passerer gjennom membransystemet 32 er nå rik på etan med følgende sammensetning:
85 Volum% C2
15 Volum% C02
og kommer ut ved et trykk bare litt mindre enn i gassen som går inn i membrananlegget. Denne strøm 32 returnerer til den tredje destillasjonskolonne 27-
Bunnproduktet 33 fra den tredje destillasjonskolonne, som inneholder små mengder hydrogensulfid som ikke fjerne ved hjelp av membrananlegget 24, føres til en kontaktinnretning 34 hvor resterende H^ S fjernes ved hjelp av konvensjonelle, midler under anvendelse av alkalier, aminer eller annet passende løsningsmiddel eller reaksjonskomponent. Utgangs-strømmen 35 inneholder etan pluss propan og er nå fri for hydrogensulfid. En del av denne strøm 36 pumpes gjennom 37 opp til den første destillasjonskolonne 18 som den hydro-karbonstrøm som kreves for å forhindre at C02 fryser.
EKSEMPEL III
Noen ganger kan hydrogensulfid være tilstede, men i så små mengder i forhold til C02 at prosess-skjemaet i eksempel II frembringer en sur gass-strøm som ikke er egnet som en til-førsel for konvensjonell svovelproduserende teknikk (Claus-anlegg) selv med konsentreringseffekten av H2S i forhold til C02 i membrananlegget. I slike tilfeller kan svovel fremstilles ved spesiell håndtering av den sure gass-strøm fattig på H^ S, eller CG^ og H^ S kan separeres ved destillasjon vist i dette eksempel og H^ S fjernes fra hydrokarbonstrømmen enten ved hjelp av behandling i et membransystem eller konvensjonell behandling som f.eks. ved behandling med alkalier eller aminer.
Med henvisning til fig. 3 går en hydrokarbonstrøm med følgen-de sammensetning inn i prosessen som strømmen 38 som føres til destillasjonskolonnen 39 med et trykk på omtrent 39,7 kg/cm<2>:
Den laveste temperatur i kolonnen 39 er omtrent -81,7°C. Metan tas ut som den vesentlige topp-produktstrøm 40 og har følgende omtrentlige sammensetning:
Bunnproduktet 41 til en andre destillasjonskolonne 42 ved et trykk bare litt mindre enn i den første destillasjonskolonne som et resultat av friksjonstap, omtrent 37,6 kg/cm<2>. Destillasjonskolonnen drives på en slik måte at nesten all H^ S er tilstede i bunnproduktet 43 og det meste, om ikke alt, C02 tilstede i topp-strømmen 44. I dette eksempel har topp-strømmen følgende sammensetning:
Topp-strømmen føres til et membran-separasjonsanlegg 45 og en tredje destillasjonskolonne 46 som frembringer det passende CO^-etan azeotrop topp-produkt for resirkulering på en måte analog med eksemplene I og II. En 98% C02-strøm 47 frembringes fram membrananlegget, og bunnproduktet 48 fra den tredje destillasjon inneholder etanet og propanet hvorav en del 49 returneres til den første destillasjonskolonne 39 for å forhindre at C02 fryser.
Bunnproduktet 43 fra destillasjonskolonnen 42 føres til en fjerde destillasjonskolonne 50 og C02 og/eller etan med en liten mengde av H2S (den binære azeotrop av H2S og etan ved 36,2 kg/cm<2> er omtrent 15% H2S og 85% C2~etan) frembringes som topp-produktet 51. På grunn av det lille volum av sur gass i denne strøm 51 kan den behandles med alkali 52 for å fjerne H^ S og etanet frembragt som et produkt eller hele strømmen 51 kan anvendes for lokal brenselsgass.
Bunnproduktet 53 fra det fjerde destillasjonstrinn 50 inneholder all resterende U^ S og propan pluss høyere hydrokarboner. Denne strøm føres til et femte destillasjonstrinn 54. Topp-produktet 55 fra det femte destillasjonstrinn inneholder all H2S som den omtrentlige azeotrop av H2S og propan:
Topp-produktstrømmen 55 føres til et annet membrananlegg 56
ved et trykk bare litt mindre enn trykket i den femte destil-las jonskolonne 54. H2S passerer gjennom membransystemet mye lettere en propan. En strøm 57 inneholdende over 98% H2S frembringes ved et trykk på 0,35-0,7 kg/cm<2> som kreves for ytterligere behandling (f.eks. i et Claus-anlegg). Hydro-
karbongassen som passerer over membransystemet og som ikke trenger gjennom, anrikes på propan og går ut fra membransystemet med et trykk bare litt mindre enn inngangstrykket. Utgangsstrømmen 58 har følgende sammensetning:
Denne strøm 58 kan komprimeres for å eliminere friksjonstapene og returneres til destillasjonskolonnen 54. Hvis et separat propanprodukt ønskes, føres strømmen til en sjette destillasjonskolonne 59 hvori det frembringes et bunnprodukt 60 av propan. Topp-produktet 61 er på nytt den tilnærmede azeotrop av H^S og propan (80% H^ S og 20% propan) som komprimeres i 62 for å eliminere de små friksjonstap og returneres til inngangen til det andre membransystem 56.
EKSEMPEL IV
De første tre eksempler viser en rekke forskjellige prosess-skjemaer hvorved metan først fjernes ved destillasjon og membransystemet anvendes med vesentlig økonomisk fordel for å fjerne de sure gasskomponenter fra resulterende hydrokarbon-strømmer. I eksempel IV anvendes et flertall membrantrinn og med mindre ekstra behandling, dvs. destillasjon, som vist i fig. 4.
En hydrokarbonstrøm går inne i prosessen som en strøm 63 som føres til destillasjonskolonnen 64 ved et trykk på omtrent 39,7 kg/cm<2>, idet strømmen har følgende sammensetning:
Den laveste temperatur i kolonnen 64 er omtrent -81,7°C. Metan tas ut som den vesentligste topp-produktstrøm 65 og har følgende sammensetning:
Bunnproduktet 66 føres til et membrananlegg 67 med et trykk bare litt mindre enn i destillasjonskolonnen 64. Sur gass (i dette eksempel bare COp) trenger lettere gjennom membransystemet enn hydrokarbonene. Den sure gass får passere gjennom membransystemet inntil det frembringes en sur gass-strøm 68 med den maksimalt tillatte hydrokarbonkonsentrasjon. I dette eksempel har den sure gass-strøm følgende sammensetning og frembringes med et trykk på 0,35 til 0,7 kg/cm<2> som kreves for utslipping eller nedstrøms-behandling:
Gassen 69, som er rik på hydrokarboner, men fremdeles inneholdende betraktelig sur gass befinner seg ved et trykk bare litt mindre enn trykket i tilførselsstrømmen 66 og føres til et annet membrananlegg 70. Overflateareal og oppholdstid styres slik at en strøm 73 inneholdende 98% hydrokarboner frembringes ved et trykk bare litt mindre enn trykket ved inngangen til det andre membrananlegg 70.
Gassene 71 som har passert gjennom membrananlegget 70 er an-riket på sure gasser og befinner seg ved et lavere trykk som kan varieres i forhold til de ønskede prosess-økonmiske forhold (dvs. at høyere trykk, nemlig lavere trykkfall, vil kreve større membranoverflate, men spare utgifter til re-kompresjon). Når celluloseacetatmembraner anvendes og kompri-roeres i 72 til et trykk litt større enn inngangsstrykket til det første membrananlegg 67 og resirkuleres til inngangen til det første membrananlegg 67, har denne strøm 71 følgende sammensetning:
Hvis hydrokarbonstrømmen 73 behandles ytterligere for separering av komponenter kan den nødvendige resirkulering 74 til destillasjonskolonnen 64 for å forhindre at CO^ fryser komme fra en av disse komponentstrømmer. Imidlertid kan en del 75 av hydrokarbonstrømmen 68 føres til en destillasjonskolonne 76 til å gi den strøm som forhindrer at CO^ fryser. Topp-produktet 77 fra denne destillasjon er for det meste etan med følgende sammensetning:
som komprimeres i 78 for å overvinne friksjonstap og resirkuleres til destillasjonskolonnen 64 som strømmen 74 som forhindrer at CC>2 fryser. Bunnproduktet 79 fra destillasjonen 76 er en væskestrøm inneholdende propan go tyngre komponenter pluss noe etan, og returneres til hydrokarbon-væskeprodukt-strømmen 80.
Claims (16)
1. Fremgangsmåte for separering av sure gasser fra hydrokarboner inneholdende metan,
karakterisert ved at metanet separeres fra en hydrokarbonstrøm inneholdende sure gasser til å frembringe en hydrokarbonstrøm som er hovedsakelig fri for metan og deretter føres denne hovedsakelig metanfri hydrokarbonstrøm gjennom et semipermeabelt membransystem for separering av de nevnte sure gasser fra nevnte hydrokarbonkomponenter, idet det nevnte membransystem velges slik at sure gasser passerer gjennom membransystemet i en vesentlig høyere takt enn de nevnte hydrokarbonkomponenter.
2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at metan separeres fra hydrokarbonstrømmen ved destillasjon og at en del av den nevnte hovedsakelig metanfri hydrokarbonstrøm etter å ha passert gjennom membransystemet, resirkuleres til den nevnte destillasjon for å forhindre at karbondioksyd fryser deri.
3. Fremgangsmåte som angitt i krav 2, karakterisert ved at den nevnte hovedsakelig metanfri hydrokarbonstrøm underkastes en destillasjonsprosess hvorfra topp-produktet er en omtrent binær azeotrop av karbondioksyd og etan som passerer gjennom det nevnte semipermeable membransystem for separering av karbondioksyd derfra og for å frembringe en etanrik strøm.
4. Fremgangsmåte som angitt i krav 3, karakterisert ved at den nevnte etanrike strøm underkastes en ytterligere destillasjon og etan gjenvinnes derfra og resirkuleres til den nevnte første destillasjon for å forhindre at karbondioksyd fryser deri.
5. Fremgangsmåte som angitt i krav 2, karakterisert ved at de sure gasser hovedsakelig består av karbondioksyd og hydrogensulfid.
6. Fremgangsmåte som angitt i krav 5, karakterisert ved at den hovedsakelig metanfri hydrokarbonstrøm underkastes en destillasjon og topp-produktet derfra inneholdende de nevnte sure gasser, etan og en del av det tyngre hydrokarboninnhold i hydrokarbonstrømmen føres gjennom det nevnte semipermeable membransystem for å separere de nevnte sure gasser og gi en hydrokarbonrik strøm.
7. Fremgangsmåte som angitt i krav 6, karakterisert ved at den hydrokarbonrike strøm underkastes en ytterligere destillasjon hvorfra det utvinnes en produktstrøm inneholdende etan og de nevnte tyngre hydrokarbonkomponenter som resirkuleres til den nevnte første destillasjon for å forhindre at karbondioksyd fryser deri.
8. Fremgangsmåte som angitt i krav 6, karakterisert ved at hydrogensulfidinnholdet i hydrokarbonstrømmen fjernes fra den første destillasjon som bunnproduktet og underkastes en ytterligere destillasjonsprosess hvorfra det separeres som bunnproduktet som også inneholder propan og tyngre hydrokarboner.
9. Fremgangsmåte som angitt i krav 8, karakterisert ved at bunnproduktet inneholdende hydrogensulfid, propan og tyngre hydrokarboner underkastes en ytterligere destillasjon hvorfra hydrogensulfid fjernes som et topp-produkt av en tilnærmet azeotrop av hydrogensulfid og propan og føres gjennom et semipermeabelt membransystem hvorved hydrogensulfidet separeres og utvinnes derfra og det frembringes en propanrik strøm.
10. Fremgangsmåte som angitt i krav 9, karakterisert ved at den propanrike hydro-karbonstrøm fjernes fra det nevnte semipermeable membrantrinn og underkastes ytterligere destillasjon hvorfra propan
utvinnes.
11. Fremgangsmåte som angitt i krav 2, karakterisert ved at den hovedsakelig metanfri hydrokarbonstrøm føres gjennom et første semipermeabelt membransystem hvorved sure gasser separeres derfra og den hydrokarbonrike strøm som er tilbake føres deretter gjennom et annet semipermeabelt membransystem for å fjerne resterende sure gasser.
12. Fremgangsmåte som angitt i krav 11, karakterisert ved at den nevnte hydrokarbonrike strøm deretter underkastes et destillasjonstrinn hvorfra etankomponenten separeres som topp-produkt og resirkuleres til den nevnte første destillasjon for å forhindre at karbondioksyd fryser deri.
13. Fremgangsmåte som angitt i krav 12, karakterisert ved at propan og tyngre hydrokarbonkomponenter fjernes og utvinnes som bunnproduktet fra den nevnte annen destillasjon.
14. Fremgangsmåte som angitt i krav 2, karakterisert ved at de nevnte sure gasser hovedsakelig består av karbondioksyd, den nevnte hovedsakelig metanfri hydrokarbonstrøm underkastes en destillasjonsprosess og topp-produktet derfra inneholder karbondioksyd, etan og en del av det tyngre hydrokarboninnhold i hydrokarbonstrømmen, som føres gjennom det nevnte semipermeable membransystem for å separere karbondioksydet og gi en hydrokarbonrik strøm.
15. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at en hydrokarbonstrøm inneholdende karbondioksyd og/eller hydrogensulfid underkastes en lavtemperatur destillasjon for å fremstille en hydrokarbon-strøm hovedsakelig fri for metan, og deretter føres denne hovedsakelig metanfri strøm gjennom et semipermeabelt membransystem for å separere de nevnte sure gasser fra nevnte hydrokarbonkomponenter og frembringe en hydrokarbonrik strøm, idet nevnte sure gasser passerer gjennom nevnte membransystem i en vesentlig høyere takt enn nevnte hydrokarbonkomponenter.
16. Fremgangsmåte som angitt i krav 15, karakterisert ved at i det minste en del av den nevnte hydrokarbonrike strøm resirkuleres til den nevnte lavtemperatur destillasjon for å forhindre at karbondioksyd fryser deri.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US06/270,016 US4374657A (en) | 1981-06-03 | 1981-06-03 | Process of separating acid gases from hydrocarbons |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO821814L NO821814L (no) | 1982-12-06 |
NO160762B true NO160762B (no) | 1989-02-20 |
NO160762C NO160762C (no) | 1989-05-31 |
Family
ID=23029546
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO821814A NO160762C (no) | 1981-06-03 | 1982-06-01 | Fremgangsmaate for separering av sure gasser fra hydrokarboner inneholdende metan. |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4374657A (no) |
AU (1) | AU548574B2 (no) |
CA (1) | CA1173348A (no) |
GB (1) | GB2099446B (no) |
MX (1) | MX160900A (no) |
NL (1) | NL8202244A (no) |
NO (1) | NO160762C (no) |
NZ (1) | NZ200753A (no) |
ZA (1) | ZA823681B (no) |
Families Citing this family (48)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4529411A (en) * | 1982-03-12 | 1985-07-16 | Standard Oil Company | CO2 Removal from high CO2 content hydrocarbon containing streams |
DE3362083D1 (en) * | 1982-07-29 | 1986-03-20 | Linde Ag | Process and apparatus for separating a gas mixture |
US4597777A (en) * | 1983-02-15 | 1986-07-01 | Monsanto Company | Membrane gas separation processes |
US4639257A (en) * | 1983-12-16 | 1987-01-27 | Costain Petrocarbon Limited | Recovery of carbon dioxide from gas mixture |
US4547209A (en) * | 1984-02-24 | 1985-10-15 | The Randall Corporation | Carbon dioxide hydrocarbons separation process utilizing liquid-liquid extraction |
US4589896A (en) * | 1985-01-28 | 1986-05-20 | Air Products And Chemicals, Inc. | Process for separating CO2 and H2 S from hydrocarbons |
DE3528071A1 (de) * | 1985-08-05 | 1987-02-05 | Linde Ag | Verfahren zur zerlegung eines kohlenwasserstoffgemisches |
US4654047A (en) * | 1985-08-23 | 1987-03-31 | Air Products And Chemicals, Inc. | Hybrid membrane/cryogenic process for hydrogen purification |
US4659343A (en) * | 1985-09-09 | 1987-04-21 | The Cynara Company | Process for separating CO2 from other gases |
GB2195654A (en) * | 1986-09-30 | 1988-04-13 | Shell Int Research | Process for recovery of hydrocarbons from a fluid feed |
DE3806107C2 (de) * | 1988-02-26 | 1994-06-23 | Geesthacht Gkss Forschung | Verfahren zum Austrag organischer Verbindungen aus Luft/Permanentgasgemischen |
US4892564A (en) * | 1988-03-24 | 1990-01-09 | Cooley Thomas E | Membrane process for hydrocarbon liquid recovery |
FR2644160B1 (fr) * | 1989-03-09 | 1991-05-10 | Air Liquide | Procede et installation de recuperation des hydrocarbures les plus lourds d'un melange gazeux |
US4927856A (en) * | 1989-03-23 | 1990-05-22 | International Communication & Energy, Division Of International Optical Telecommunications, Inc. | Production of hydrocarbons from geothermal resources |
US4936887A (en) * | 1989-11-02 | 1990-06-26 | Phillips Petroleum Company | Distillation plus membrane processing of gas streams |
US5006132A (en) * | 1990-06-12 | 1991-04-09 | Air Products And Chemicals, Inc. | Membrane processed purified pipeline gas |
NL9300322A (nl) * | 1992-02-24 | 1993-09-16 | Shell Int Research | Werkwijze voor het behandelen van zuur vloeibaar gemaakt petroleumgas. |
IL106909A0 (en) * | 1993-09-05 | 1993-12-28 | Rotem Ind Ltd | Method for improving the efficiency of cryogenic-membrane separation hybrids |
US5407467A (en) * | 1993-10-25 | 1995-04-18 | Membrane Technology And Research, Inc. | Sour gas treatment process |
US5407466A (en) * | 1993-10-25 | 1995-04-18 | Membrane Technology And Research, Inc. | Sour gas treatment process including membrane and non-membrane treatment steps |
US5401300A (en) * | 1993-10-25 | 1995-03-28 | Membrane Technology And Research, Inc. | Sour gas treatment process including dehydration of the gas stream |
US5556449A (en) * | 1993-10-25 | 1996-09-17 | Membrane Technology And Research, Inc. | Acid gas fractionation process for fossil fuel gasifiers |
US5558698A (en) * | 1993-10-25 | 1996-09-24 | Membrane Technology And Research, Inc. | Acid gas fractionation process |
US5647227A (en) * | 1996-02-29 | 1997-07-15 | Membrane Technology And Research, Inc. | Membrane-augmented cryogenic methane/nitrogen separation |
US5964923A (en) * | 1996-02-29 | 1999-10-12 | Membrane Technology And Research, Inc. | Natural gas treatment train |
US5669958A (en) * | 1996-02-29 | 1997-09-23 | Membrane Technology And Research, Inc. | Methane/nitrogen separation process |
DE19629433A1 (de) * | 1996-07-22 | 1998-01-29 | Hoechst Ag | Omega-3-fettsäurenenthaltende Zubereitung aus Mikroorganismen als Prophylaktikum bzw. Therapeutikum gegen parasitäre Erkrankungen beim Tier |
US5772733A (en) * | 1997-01-24 | 1998-06-30 | Membrane Technology And Research, Inc. | Natural gas liquids (NGL) stabilization process |
US5769926A (en) * | 1997-01-24 | 1998-06-23 | Membrane Technology And Research, Inc. | Membrane separation of associated gas |
US6128919A (en) * | 1998-04-08 | 2000-10-10 | Messer Griesheim Industries, Inc. | Process for separating natural gas and carbon dioxide |
US6085549A (en) * | 1998-04-08 | 2000-07-11 | Messer Griesheim Industries, Inc. | Membrane process for producing carbon dioxide |
AU2002951005A0 (en) * | 2002-08-27 | 2002-09-12 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of removing carbon dioxide fouling from cryogenic equipment |
US20040099138A1 (en) * | 2002-11-21 | 2004-05-27 | L'air Liquide, Societe Anonyme A Directoire Et Conseil De Surveillance Pour L'etude Et | Membrane separation process |
US7070694B2 (en) * | 2003-03-20 | 2006-07-04 | Bp Corporation North America Inc. | Purification of fluid compounds utilizing a distillation - membrane separation process |
US7124605B2 (en) | 2003-10-30 | 2006-10-24 | National Tank Company | Membrane/distillation method and system for extracting CO2 from hydrocarbon gas |
US7875758B2 (en) * | 2007-01-08 | 2011-01-25 | L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes George Claude | Systems and methods for the separation of propylene and propane |
US9200833B2 (en) | 2007-05-18 | 2015-12-01 | Pilot Energy Solutions, Llc | Heavy hydrocarbon processing in NGL recovery system |
US9752826B2 (en) | 2007-05-18 | 2017-09-05 | Pilot Energy Solutions, Llc | NGL recovery from a recycle stream having natural gas |
US9574823B2 (en) | 2007-05-18 | 2017-02-21 | Pilot Energy Solutions, Llc | Carbon dioxide recycle process |
US8505332B1 (en) | 2007-05-18 | 2013-08-13 | Pilot Energy Solutions, Llc | Natural gas liquid recovery process |
US9255731B2 (en) | 2007-05-18 | 2016-02-09 | Pilot Energy Solutions, Llc | Sour NGL stream recovery |
US20090090049A1 (en) * | 2007-10-09 | 2009-04-09 | Chevron U.S.A. Inc. | Process for producing liqefied natural gas from high co2 natural gas |
US8337587B2 (en) | 2008-05-20 | 2012-12-25 | Lummus Technology Inc. | Carbon dioxide purification |
US9630141B2 (en) * | 2009-02-20 | 2017-04-25 | Cameron Solutions, Inc. | Membrane filter element with multiple fiber types |
US9192876B2 (en) * | 2009-08-21 | 2015-11-24 | IOR Technology PTY Ltd. | Separation of light hydrocarbons and sour species from a sour gas |
US20110077446A1 (en) * | 2009-09-30 | 2011-03-31 | American Air Liquide, Inc. | Membrane Separation of a Mixture of Close Boiling Hydrocarbon Components |
US9211523B2 (en) | 2010-07-01 | 2015-12-15 | Chevron Phillips Chemical Company Lp | Polyolefin manufacturing system including a membrane fractionation system for diluent recovery |
RU2472564C1 (ru) * | 2011-06-01 | 2013-01-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" ОАО "НИПИгазпереработка" | Установка очистки этанизированной широкой фракции легких углеводородов от двуокиси углерода |
Family Cites Families (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3320753A (en) * | 1964-03-27 | 1967-05-23 | Continental Oil Co | Separation of hydrogen sulfide from admixture with hydrocarbon gas |
US4264338A (en) * | 1977-11-02 | 1981-04-28 | Monsanto Company | Method for separating gases |
-
1981
- 1981-06-03 US US06/270,016 patent/US4374657A/en not_active Expired - Lifetime
-
1982
- 1982-05-26 NZ NZ200753A patent/NZ200753A/en unknown
- 1982-05-27 ZA ZA823681A patent/ZA823681B/xx unknown
- 1982-05-31 AU AU84326/82A patent/AU548574B2/en not_active Ceased
- 1982-06-01 NO NO821814A patent/NO160762C/no unknown
- 1982-06-02 GB GB8216081A patent/GB2099446B/en not_active Expired
- 1982-06-02 CA CA000404275A patent/CA1173348A/en not_active Expired
- 1982-06-02 MX MX192976A patent/MX160900A/es unknown
- 1982-06-03 NL NL8202244A patent/NL8202244A/nl not_active Application Discontinuation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU8432682A (en) | 1982-12-09 |
NO160762C (no) | 1989-05-31 |
ZA823681B (en) | 1984-01-25 |
GB2099446B (en) | 1984-08-01 |
US4374657A (en) | 1983-02-22 |
NL8202244A (nl) | 1983-01-03 |
AU548574B2 (en) | 1985-12-19 |
GB2099446A (en) | 1982-12-08 |
NO821814L (no) | 1982-12-06 |
NZ200753A (en) | 1984-07-31 |
CA1173348A (en) | 1984-08-28 |
MX160900A (es) | 1990-06-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO160762B (no) | Fremgangsmaate for separering av sure gasser fra hydrokarboner inneholdende metan. | |
US4466946A (en) | CO2 Removal from high CO2 content hydrocarbon containing streams | |
US5061465A (en) | Bulk CO2 recovery process | |
US4529411A (en) | CO2 Removal from high CO2 content hydrocarbon containing streams | |
US4589896A (en) | Process for separating CO2 and H2 S from hydrocarbons | |
AU779505B2 (en) | Process for pretreating a natural gas containing acid gases | |
US8869890B2 (en) | Use of gas-separation membranes to enhance production in fields containing high concentrations of hydrogen sulfides | |
EP0393029B1 (en) | Processing nitrogen-rich, hydrogen-rich, and olefin-rich gases with physical solvents | |
AU785419B2 (en) | Process for pretreating a natural gas containing acid compounds | |
US4936887A (en) | Distillation plus membrane processing of gas streams | |
NO154183B (no) | Fremgangsmùte ved fjerning av sure gasser fra en gassbland ing bestùende hovedsakelig av methan. | |
US7803271B2 (en) | Method of extracting the hydrogen sulfide contained in a hydrocarbon gas | |
NO310471B1 (no) | Fremgangsmåte for forbehandling av en naturgass som inneholder hydrogensulfid | |
NO343560B1 (no) | Framgangsmåte for gjenvinning av karbondioksid fra en gassblanding | |
NO153717B (no) | Fremgangsmaate for selektiv separering av hydrogensulfid fra karbondioksydholdige gassformede blandinger | |
US4235613A (en) | Preparation of sales gas | |
Kargari et al. | Application of membrane gas separation processes in petroleum industry | |
FR2875236A1 (fr) | Procede et installation pour le traitement de dso | |
US9028682B2 (en) | System and method for H2S removal integrated with stinson process CO2 removal | |
NO833716L (no) | Fremgangsmaate ved membranseparering av gasser og apparat for utfoerelse av fremgangsmaaten | |
US9192876B2 (en) | Separation of light hydrocarbons and sour species from a sour gas | |
CA1257535A (en) | Separation of co.sub.2 from a gaseous mixture | |
US20180087833A1 (en) | Process for removing nitrogen from high-flow natural gas | |
US11278843B2 (en) | Method for separating a natural gas stream into a methane-enriched fraction and a fraction enriched in C2 and higher hydrocarbons | |
US20140171716A1 (en) | Separation of impurities from a hydrocarbon-containing gas stream |