NO176828B - Pre-treatment of natural gas to be condensed into liquid natural gas - Google Patents
Pre-treatment of natural gas to be condensed into liquid natural gas Download PDFInfo
- Publication number
- NO176828B NO176828B NO924381A NO924381A NO176828B NO 176828 B NO176828 B NO 176828B NO 924381 A NO924381 A NO 924381A NO 924381 A NO924381 A NO 924381A NO 176828 B NO176828 B NO 176828B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- absorption
- natural gas
- column
- gas
- water
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 74
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 36
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 title claims 2
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 title description 13
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 70
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 49
- 238000003795 desorption Methods 0.000 claims abstract description 22
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 4
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N N-Methylpyrrolidone Chemical compound CN1CCCC1=O SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 34
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000006193 liquid solution Substances 0.000 claims 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 38
- 238000000034 method Methods 0.000 description 25
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 8
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 2
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- QYWQDUIWSIGVGO-UHFFFAOYSA-N 2-aminoethanol;2-(2-hydroxyethoxy)ethanol Chemical compound NCCO.OCCOCCO QYWQDUIWSIGVGO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 1
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011064 split stream procedure Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
-
- 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
-
- 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
- B01D53/1475—Removing carbon dioxide
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/26—Drying gases or vapours
- B01D53/263—Drying gases or vapours by absorption
-
- 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
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
Abstract
Foreliggende oppfinnelse vedrører forbehandling av naturgass for fjerning av C0og HO ved hjelp av absorpsjon ned til LNG spesifikasjonen med hensyn på C0- og H0-innhold. Naturgassen bringes i kontakt med en to-komponent absorp-sjonsløsning omfattende én komponent som virker som et løsningsmiddel, som kan være en blanding av løsningsmiddel, og som har høy affinitet for vann og er forenlig med den andre komponent som har evnen til å reagere reversibelt med C0. Brukt absorpsjonsløsning regenereres ved stripping med store mengder inert gass, fortrinnsvis naturgass, og som i det alt vesentlige ikke inneholder C0eller H0. Både absorpsjon og desorpsjon kan utføres i to trinn. To-komponent absorp-sjonsløsningen omfatter etylenglykol, glykoleter eller normal metylpyrrolidon og alkanolamin.The present invention relates to the pretreatment of natural gas for the removal of CO2 and HO by means of absorption down to the LNG specification with respect to CO2 and HO content. The natural gas is contacted with a two-component absorption solution comprising one component which acts as a solvent, which may be a mixture of solvents, and which has a high affinity for water and is compatible with the other component which has the ability to react reversibly. with C0. Used absorption solution is regenerated by stripping with large amounts of inert gas, preferably natural gas, and which essentially do not contain C0 or H0. Both absorption and desorption can be performed in two steps. The two-component absorption solution comprises ethylene glycol, glycol ether or normal methyl pyrrolidone and alkanolamine.
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører forbehandling av naturgass som skal kondenseres til flytende gass (LNG). Denne behandling vedrører fjerning av vann og C02 fra naturgass for å kunne oppfylle spesifikasjonene for LNG med hensyn på innhold av vann og C02. The present invention relates to the pretreatment of natural gas to be condensed into liquefied gas (LNG). This treatment concerns the removal of water and C02 from natural gas in order to meet the specifications for LNG with regard to the content of water and C02.
Fjerning av forurensninger fra naturgass er et gammelt problem. Allerede i 20-årene var det kjent å bruke aminer for å binde C02. I 30-årene ble det utviklet prosesser for samtidig fjerning av C02 og vann, og også H2S hvis det var tilstede. Denne gassbehandling var rettet mot å møte spesifikasjonene for rørledninger. Slike prosesser er beskrevet i US patentene 2.177.068, 2.435.089, 2.518.752 og 2.547.278, og de vedrører alle anvendelse av dietylenglykol-monoetanolamin (DEG-MEA) og noen få prosenter vann. Denne blanding var anvendelig for behandling av gass som skulle transporteres i rørledninger. Innholdet av C02 i gassen kunne derved bringes ned til 2-2,5 mol%, mens vanninnholdet ville variere alt etter temperaturen som rørledningen ble utsatt for. Et duggpunkt på 0-10°C var vanligvis brukt som standard. Removing pollutants from natural gas is an old problem. Already in the 20s it was known to use amines to bind C02. In the 1930s, processes were developed for the simultaneous removal of C02 and water, and also H2S if present. This gas treatment was aimed at meeting pipeline specifications. Such processes are described in US patents 2,177,068, 2,435,089, 2,518,752 and 2,547,278, and they all relate to the use of diethylene glycol monoethanolamine (DEG-MEA) and a few percent water. This mixture was applicable for the treatment of gas to be transported in pipelines. The content of C02 in the gas could thereby be brought down to 2-2.5 mol%, while the water content would vary according to the temperature to which the pipeline was exposed. A dew point of 0-10°C was usually used as a standard.
Når naturgassen skal kondenseres til LNG, er det vanlig først å fjerne C02 ved absorpsjon i en vandig løsning av MEA, dietanolamin (DEA) e.l. kjemikalier. Etter denne behandling blir vannet absorbert på molekylærsikt som også kan anvendes for sluttfjeming av C02. Men det er dyrt og krever store prosessenheter for å oppnå de foreskrevne spesifikasjoner for LNG ved en slik prosess, og iboende problemer vil oppstå. Mer enn 1 ppm H20 i LNG kan resultere i dannelse av is i varmevekslerne, og for mye C02 vil føre til krystallisasjon av C02 enten i varmevekslerne eller i den flytende naturgass når temperaturen blir tilstrekkelig lav. When the natural gas is to be condensed into LNG, it is usual to first remove C02 by absorption in an aqueous solution of MEA, diethanolamine (DEA) etc. chemicals. After this treatment, the water is absorbed on a molecular sieve which can also be used for final removal of C02. But it is expensive and requires large processing units to achieve the prescribed specifications for LNG in such a process, and inherent problems will arise. More than 1 ppm H20 in LNG can result in the formation of ice in the heat exchangers, and too much C02 will lead to crystallization of C02 either in the heat exchangers or in the liquid natural gas when the temperature becomes sufficiently low.
Det er videre kjent fra den såkalte Drizo prosessen, US patent nr. 3.349.544 å fjerne vann ved absorpsjon i f.eks. trietylenglykol (TEG) til en slik grad at et duggpunkt på -80°C kan oppnås. Men denne prosessen krever etterfølgende stripping med vann i flere trinn. En ytterligere ulempe ved denne prosessen er at C02 ikke blir fjernet. It is further known from the so-called Drizo process, US patent no. 3,349,544 to remove water by absorption in e.g. triethylene glycol (TEG) to such an extent that a dew point of -80°C can be achieved. But this process requires subsequent stripping with water in several stages. A further disadvantage of this process is that C02 is not removed.
Formålet med oppfinnelsen var å komme frem til en enkel og økonomisk prosess for å senke både vann- og C02-innholdet i naturgass ned til de respektive LNG spesifikasjoner. Det var videre et ønske å senke vanninnholdet i en slik grad at et duggpunkt på -80°C kunne oppnås. The purpose of the invention was to come up with a simple and economical process to lower both the water and C02 content in natural gas down to the respective LNG specifications. There was also a desire to lower the water content to such an extent that a dew point of -80°C could be achieved.
For å kunne komme frem til en integrert prosess i hvilken både C02 og vann ble fjernet fra naturgassen, ble det snart klart at valg av absorpsjonsløsning ville være av stor betydning. Ut fra det som var kjent fra tidligere forsøk på å rense naturgass fant oppfinnerne at problemet måtte angripes på en ny måte. Det ble utført tester ved bruk av absorpsjonsløsninger som hadde en dobbel funksjon og omfattet to hovedkomponenter, én som virket som et løsningsmiddel som kan være en blanding av løsningsmidler for å fjerne vann, og hvor den andre komponenten skulle være forenlig med løsningsmidlet og være i stand til å reagere reversibelt med C02. In order to arrive at an integrated process in which both C02 and water were removed from the natural gas, it soon became clear that the choice of absorption solution would be of great importance. Based on what was known from previous attempts to purify natural gas, the inventors found that the problem had to be attacked in a new way. Tests were carried out using absorption solutions that had a dual function and comprised two main components, one acting as a solvent which could be a mixture of solvents to remove water, and the other component being compatible with the solvent and capable of to react reversibly with C02.
Løsningsmidlet utgjør hoveddelen av absorpsjonsløsningen og dens vesentlige egenskap er sterk affinitet for vann for å oppnå den foreskrevne tørking av naturgassen. Anvendelige løsninger vil være etylenglykol, glykoleter og normal metylpyrrolydon (NMP). The solvent forms the main part of the absorption solution and its essential property is strong affinity for water to achieve the prescribed drying of the natural gas. Applicable solutions will be ethylene glycol, glycol ether and normal methylpyrrolydone (NMP).
TEG er foretrukket fordi den kan anvendes ved så høye temperaturer som 172-200°C uten å bli nedbrutt. For fjerning av C02 (den andre komponenten) ble alkanolaminer funnet å være anvendelige. Valg av drifttemperatur for den andre komponenten viste seg også å være et viktig kriterium, og MEA og DEA ble funnet å være de mest anvendelige. Forholdet mellom de to komponentene, løsningsmiddel:alkanolamin, skulle være i området 2-1:50-1. Ytterligere tester viste imidlertid at dette forholdet ikke var særlig kritisk. TEG is preferred because it can be used at temperatures as high as 172-200°C without being degraded. For the removal of CO 2 (the second component), alkanolamines were found to be useful. Selection of operating temperature for the second component also proved to be an important criterion, and MEA and DEA were found to be the most applicable. The ratio between the two components, solvent:alkanolamine, should be in the range 2-1:50-1. However, further tests showed that this relationship was not very critical.
Basisprosessen ifølge oppfinnelsen omfatter å bringe den rå naturgass i kontakt med en to-komponent absorpsjonsløsning for samtidig fjerning av vann og C02 og regenerere absorpsjonsløsningen ved stripping med store mengder strippegass (metan) som i det vesentlige ikke inneholder vann og C02. The basic process according to the invention comprises bringing the raw natural gas into contact with a two-component absorption solution for the simultaneous removal of water and C02 and regenerating the absorption solution by stripping with large quantities of stripping gas (methane) which essentially does not contain water and C02.
Behandlingen med absorpsjonsløsning er fortrinnsvis utført ved 40-80 bar og 30-50°C. Desorpsjon av C02 fra den brukte absorpsjonsløsning bør fortrinnsvis utføres ved 130-200°C. The treatment with absorption solution is preferably carried out at 40-80 bar and 30-50°C. Desorption of C02 from the used absorption solution should preferably be carried out at 130-200°C.
Oppfinnelsens omfang er som definert i de tilknyttede patentkrav. The scope of the invention is as defined in the associated patent claims.
Oppfinnelsen er videre beskrevet og forklart i den etterfølgende beskrivelse av figurene og i eksemplene. The invention is further described and explained in the subsequent description of the figures and in the examples.
Fig. 1 viser et flytskjema av basisprosessen ifølge oppfinnelsen. Fig. 1 shows a flowchart of the basic process according to the invention.
Fig. 2 viser et flytskjema for en prosess ifølge oppfinnelsen Fig. 2 shows a flow chart for a process according to the invention
omfattende delt absorpsjon og én absorpsjonskolonne. including split absorption and one absorption column.
Fig. 3 viser en prosess ifølge oppfinnelsen omfattende delt Fig. 3 shows a process according to the invention extensively divided
absorpsjon og to desorpsjonskolonner. absorption and two desorption columns.
Basisprosessen vist i fig. 1 omfatter en komplett absorpsjonsdel. Dersom den rå naturgass inneholder kondensert vann, bør dette fjernes i en gassvasker før prosessen beskrevet i fig. 1. The basic process shown in fig. 1 comprises a complete absorption part. If the raw natural gas contains condensed water, this should be removed in a gas scrubber before the process described in fig. 1.
Naturgass 1 inneholdende vann og C02 fødes til en absorpsjonskolonne C101. Denne strøm 1 kan eventuelt blandes med resirkulasjonsstrøm 27 og så fødes som strøm 2 til C101. I kolonne C101 fjernes vann og C02 ved absorpsjon i en absorpsjonsløsning 4 som fødes til kolonnens topp. Renset naturgass 3 med ønskede LNG spesifikasjoner forlater kolonnen C101 ved dens topp. Brukt absorpsjonsløsning 6 fjernes fra bunnen av C101 og varmeveksles med regenerert absorpsjonsløsning 15 før sistnevnte løsning pumpes av P101 og kjøles i H101 før den returneres til kolonne C101. Den brukte i absorpsjonsløsning 7 blir videre oppvarmet i H107 før dens trykk avspennes over ventilen 30 og den føres til faseseparatoren V101 hvor C02 fjernes på toppen som en strøm 9. Bunnfraksjonen 10 fra separator V101 blir varmet i varmeveksler H103 og så fødet som en strøm 14 til en desorpsjonskolonne C103 hvor resterende C02 og omtrent alt vann fjernes ved hjelp av varm strippegass 18. Den ekstra varmeveksler H103 er ikke I alltid nødvendig. Bunnfraksjonen fra kolonne C103 varmeveksles i H102 og H101 og returneres til kolonne C101 som tidligere beskrevet. Den brukte strippegass 16 forlater kolonnen C103 ved dens topp og kan anvendes som brenngass 24 eller 26. Men den kan også bli kjølt med påfølgende vannfjerning i V101 og dens trykk kan økes ved hjelp av viften K101. Denne gassen 22 kan så tilføres brenngassnettet 24 eller komprimeres i i K102 og resirkuleres som strøm 25 til den rå naturgasstrøm 1. En delstrøm (bleed) 26 kan anvendes som høytrykksbrenngass. Natural gas 1 containing water and C02 is fed to an absorption column C101. This stream 1 can optionally be mixed with recirculation stream 27 and then fed as stream 2 to C101. In column C101, water and C02 are removed by absorption in an absorption solution 4 which is fed to the top of the column. Purified natural gas 3 with desired LNG specifications leaves column C101 at its top. Spent absorption solution 6 is removed from the bottom of C101 and heat exchanged with regenerated absorption solution 15 before the latter solution is pumped by P101 and cooled in H101 before being returned to column C101. The used in absorption solution 7 is further heated in H107 before its pressure is relieved via valve 30 and it is led to the phase separator V101 where C02 is removed at the top as stream 9. The bottom fraction 10 from separator V101 is heated in heat exchanger H103 and then fed as stream 14 to a desorption column C103 where remaining C02 and approximately all water are removed by means of hot stripping gas 18. The additional heat exchanger H103 is not always necessary. The bottom fraction from column C103 is heat exchanged in H102 and H101 and returned to column C101 as previously described. The used stripping gas 16 leaves the column C103 at its top and can be used as fuel gas 24 or 26. But it can also be cooled with subsequent water removal in V101 and its pressure can be increased by means of the fan K101. This gas 22 can then be supplied to the fuel gas network 24 or compressed in K102 and recycled as stream 25 to the raw natural gas stream 1. A partial stream (bleed) 26 can be used as high-pressure fuel gas.
I fig. 2 er vist en prosess ifølge oppfinnelsen hvor det anvendes delt absorpsjon og én absorpsjonskolonne. Naturgass inneholdende vann og C02 fødes til en ) absorpsjonskolonne C101. Denne naturgassføden kan være blandet med resirkulert gass 27 og så fødes til kolonnen C101 som strøm 2. I kolonne C101 fjernes vann og C02 ved absorpsjon i absorpsjonsløsningen som tilføres som en delt strøm 5 og 4. Renset gass forlater toppen av kolonnen C101. Brukt absorpsjonsløsning 6 fjernes fra bunnen av kolonnen C101 og varmeveksles med regenerert absorpsjonsløsning 15 og 12 i de 5 respektive varmevekslere H102 og H108 før den regenererte absorpsjonsløsning returneres til kolonne C101 som strømmer 4 og 5. Den brukte absorpsjonsløsning oppvarmes videre i H107 før dens trykk avspennes over ventilen 30. Den blir derpå overført til faseseparator V101 for fjerning av C02 som forlater denne ved toppen som strøm 9. Bunnfraksjonen 10 fra separator V101 deles i strøm 12 som returneres til ) kolonnen C101 gjennom pumpe P102 og varmeveksler H106, og en strøm 13 som kan oppvarmes i varmeveksler H103 og så overføres som en strøm 14 til toppen av desorpsjonskolonnen C103 hvor resterende C02 og i den vesentlige alt vann fjernes ved hjelp av varm strippegass 18. Bunnfraksjonen fra kolonne C103 returneres gjennom ledning 15 tilbake til kolonne C101. Brukt strippegass 16 kan anvendes som brenngass 24, 26 eller 28, eller kjøles og separeres fra vann som beskrevet for fig. 1. In fig. 2 shows a process according to the invention where split absorption and one absorption column are used. Natural gas containing water and C02 is fed to an ) absorption column C101. This natural gas feed may be mixed with recycled gas 27 and then fed to column C101 as stream 2. In column C101, water and C02 are removed by absorption in the absorption solution which is fed as a split stream 5 and 4. Purified gas leaves the top of column C101. Spent absorption solution 6 is removed from the bottom of column C101 and heat exchanged with regenerated absorption solution 15 and 12 in the 5 respective heat exchangers H102 and H108 before the regenerated absorption solution is returned to column C101 as streams 4 and 5. The spent absorption solution is further heated in H107 before its pressure is relieved. above valve 30. It is then transferred to phase separator V101 for removal of C02 which leaves this at the top as stream 9. Bottom fraction 10 from separator V101 is divided into stream 12 which is returned to ) column C101 through pump P102 and heat exchanger H106, and a stream 13 which can be heated in heat exchanger H103 and then transferred as a stream 14 to the top of the desorption column C103 where remaining C02 and essentially all water are removed by means of hot stripping gas 18. The bottom fraction from column C103 is returned through line 15 back to column C101. Used stripping gas 16 can be used as fuel gas 24, 26 or 28, or cooled and separated from water as described for fig. 1.
Fig. 3 beskriver en prosess ifølge oppfinnelsen omfattende delt absorpsjon og to desorpsjonskolonner. Absorpsjonsdelen er i det vesentlige kjørt som vist i fig. 2. I denne utførelse av prosessen ifølge oppfinnelsen anvendes to desorpsjonskolonner. Bunnfraksjonen 10 fra separator V101 fødes til desorpsjonskolonne C102 hvor mesteparten av resterende C02 i absorpsjonsløsningen strippes ved hjelp av gass tilført til kolonnen gjennom ledning 17 fra toppen av kolonne C103. Bunnfraksjonen 11 fra kolonne C102 deles i én strøm 12 som returneres til absorpsjonskolonnen C101, og en strøm 13 som eventuelt kan oppvarmes i varmeveksler H103 og så fødes til toppen av desorpsjonskolonnen C103 hvor resterende C02 og i det vesentlige alt vann fjernes ved hjelp av varm strippegass 18. Den brukte strippegass 16 fra toppen av desorpsjonskolonnen C102 kjøles og føres gjennom V102 for fjerning av vann og komprimeres derpå i viftene K101 og K102 og returneres som fødegass eller alternativt kan den brukes som brenngass som forklart i forbindelse med fig. 1 og 2. Fig. 3 describes a process according to the invention comprising split absorption and two desorption columns. The absorption part is essentially run as shown in fig. 2. In this embodiment of the process according to the invention, two desorption columns are used. The bottom fraction 10 from separator V101 is fed to desorption column C102 where most of the remaining C02 in the absorption solution is stripped by means of gas supplied to the column through line 17 from the top of column C103. The bottom fraction 11 from column C102 is divided into one stream 12 which is returned to the absorption column C101, and a stream 13 which can optionally be heated in heat exchanger H103 and then fed to the top of the desorption column C103 where remaining C02 and essentially all water is removed using hot stripping gas 18. The used stripping gas 16 from the top of the desorption column C102 is cooled and passed through V102 to remove water and then compressed in fans K101 and K102 and returned as feed gas or alternatively it can be used as fuel gas as explained in connection with fig. 1 and 2.
Eksempel 1 Example 1
Dette eksemplet refererer til basisprosessen beskrevet i fig. 1. 100.000 Nm<3>/t av naturgass ved 60 bar og 35°C og inneholdende 7,5 mol% C02 fødes til kolonne C101 og bringes i kontakt med en absorpsjonsløsning på 340 m<3>/t. Absorpsjonsløsningen inneholder 2,5 M MEA og har et vanninnhold på 5 ppm (vekt) og et CGyinnhold tilsvarende 0,00001 mol C02/mol MEA. Brukt absorpsjonsløsning varmes opp til 180°C og dens trykk avspennes over en ventil 30, hvorpå den føres til en separator V101 hvor trykket er 1,2 bar. Løsningens CGyinnhold blir derved redusert fra 0,4 mol C02/mol MEA til 0,13 mol C02/mol MEA. Temperaturen ble redusert til 120°C under trykkavspénningen. Løsningen ble så forvarmet til 200°C i en varmeveksler H103 og derpå ble den ført til desorpsjonskolonnen C103 hvor den ble strippet med 13.000 NnrvVt av en gass som ikke inneholdt noe vann eller C02. Innholdet av vann og C02 i absorpsjonsløsningen ble dermed redusert til et nivå angitt for absorpsjonsløsningen som skal fødes til kolonnen C101. This example refers to the basic process described in fig. 1. 100,000 Nm<3>/h of natural gas at 60 bar and 35°C and containing 7.5 mol% C02 is fed to column C101 and brought into contact with an absorption solution of 340 m<3>/h. The absorption solution contains 2.5 M MEA and has a water content of 5 ppm (weight) and a CGy content corresponding to 0.00001 mol CO 2 /mol MEA. Used absorption solution is heated to 180°C and its pressure is relieved via a valve 30, after which it is led to a separator V101 where the pressure is 1.2 bar. The CGy content of the solution is thereby reduced from 0.4 mol C02/mol MEA to 0.13 mol C02/mol MEA. The temperature was reduced to 120°C during the pressure release. The solution was then preheated to 200°C in a heat exchanger H103 and then it was led to the desorption column C103 where it was stripped with 13,000 NnrvVt of a gas that contained no water or C02. The content of water and C02 in the absorption solution was thus reduced to a level indicated for the absorption solution to be fed to the column C101.
Naturgass renset som beskrevet ovenfor inneholder mindre enn 100 ppm C02 og mindre enn 1 ppm vann idet den forlater absorpsjonskolonnen C101. Natural gas purified as described above contains less than 100 ppm C02 and less than 1 ppm water as it leaves the C101 absorption column.
Eksempel 2 Example 2
Dette eksemplet refererer til utførelsen beskrevet i fig. 2. Naturgass i en mengde på 100.000 Nm<3>/t ved 70 bar og 35°C og inneholdende 6,4 mol% C02 ble tilført absorpsjonskolonnen C101 hvor den ble brakt i kontakt med en absorpsjonsløsning som primært besto av TEG i en mengde på 340 m<3>/t delt i to strømmer 4 og 5 som vist i fig. 2. MEA konsentrasjonen var 2,5 M i absorpsjonsløsningen. I absorpsjonsstrømmen 4 var vanninnholdet 5 ppm (vekt) og CGyinnholdet tilsvarte 0,05 mol C02/mol MEA, mens absorpsjonsstrømmen 5 hadde et vanninnhold på 3.000 ppm (vekt) og et C02-innhold tilsvarende 0,21 mol/mol MEA. Brukt absorpsjonsløsning ble oppvarmet til 160°C og trykket ble avspent, hvorpå den ble tilført separator V101 hvor trykket var 1,2 bar. CGyinnholdet i løsningen ble dermed redusert fra 0,4 mol C02/mol MEA til 0,21 mol C02/mol MEA. Under trykkavspenningen ble temperaturen redusert til 107°C. Løsningen ble derpå delt i to strømmer 12 og 13, hvor strøm 12 ble kjølt og pumpet tilbake til C101 som strøm 5, mens strøm 18 ble overført uten å bli forvarmet til desorpsjonskolonnen C103 hvor den ble strippet med 10.000 Nm3/t forvarmet gass som var fri for C02 og vann. Innholdet av vann og C02 i absorpsjonsløsningen ble dermed redusert til samme nivå som for strøm 4. Væsken ble kjølt og pumpet tilbake til absorpsjonskolonnen. This example refers to the embodiment described in fig. 2. Natural gas in an amount of 100,000 Nm<3>/h at 70 bar and 35°C and containing 6.4 mol% C02 was fed to the absorption column C101 where it was brought into contact with an absorption solution consisting primarily of TEG in an amount of 340 m<3>/h divided into two streams 4 and 5 as shown in fig. 2. The MEA concentration was 2.5 M in the absorption solution. In absorption stream 4, the water content was 5 ppm (weight) and the CGy content corresponded to 0.05 mol C02/mol MEA, while absorption stream 5 had a water content of 3,000 ppm (weight) and a C02 content corresponding to 0.21 mol/mol MEA. Used absorption solution was heated to 160°C and the pressure was released, after which it was fed to separator V101 where the pressure was 1.2 bar. The CGy content in the solution was thus reduced from 0.4 mol C02/mol MEA to 0.21 mol C02/mol MEA. During the pressure relief, the temperature was reduced to 107°C. The solution was then split into two streams 12 and 13, where stream 12 was cooled and pumped back to C101 as stream 5, while stream 18 was transferred without being preheated to the desorption column C103 where it was stripped with 10,000 Nm3/h of preheated gas which was free of C02 and water. The content of water and C02 in the absorption solution was thus reduced to the same level as for stream 4. The liquid was cooled and pumped back to the absorption column.
Når naturgass ble renset ifølge denne utførelse av oppfinnelsen, inneholdt gassen som forlot kolonne C101 mindre enn 50 ppm C02 og 1 ppm vann. En ytterligere fordel ved denne utførelsen av oppfinnelsen er at mindre mengder strippegass er nødvendig for å oppnå ren LNG, eller at det kan bli brukt samme mengde strippegass men mindre oppvarming i H107 og/eller H103. When natural gas was purified according to this embodiment of the invention, the gas leaving column C101 contained less than 50 ppm CO 2 and 1 ppm water. A further advantage of this embodiment of the invention is that smaller amounts of stripping gas are needed to obtain pure LNG, or that the same amount of stripping gas can be used but less heating in H107 and/or H103.
Eksempel 3 Example 3
Dette eksemplet refererer til utførelsen beskrevet i fig. 3. 100.000 Nm<3>/t med naturgass ved et trykk på 65 bar og 35°C og som har et C02-innhold på 6,9 mol% ble tilført kolonne This example refers to the embodiment described in fig. 3. 100,000 Nm<3>/h of natural gas at a pressure of 65 bar and 35°C and which has a C02 content of 6.9 mol% was fed to the column
C101 hvor den ble brakt i kontakt med en absorpsjonsløsning som hovedsakelig besto av TEG. Denne løsning på 340 m<3>/t omfatter begge strømmene 4 og 5 og den inneholdt MEA i en mengde på 2,5 M. I strøm 4 var vanninnholdet 3 ppm (vekt) og CGyinnholdet tilsvarte 0,01 mol C02/mol MEA, mens strøm 4 hadde et vanninnhold på 2.750 ppm (vekt) og et C02-innhold tilsvarende 0,1 mol/mol MEA. C101 where it was brought into contact with an absorption solution consisting mainly of TEG. This solution of 340 m<3>/h comprises both streams 4 and 5 and it contained MEA in an amount of 2.5 M. In stream 4 the water content was 3 ppm (wt) and the CGy content corresponded to 0.01 mol C02/mol MEA , while stream 4 had a water content of 2,750 ppm (weight) and a CO 2 content corresponding to 0.1 mol/mol MEA.
Brukt absorpsjonsløsning ble varmet til 160°C og trykket ble avspent over ventil 30, hvorpå den ble tilført separator V101 der trykket var 1,2 bar. C02-innholdet i absorpsjonsløsningen ble dermed redusert fra 0,4 mol C02/mol MEA til 0,21 mol C02/mol MEA. Under trykkavspenningen ble temperaturen redusert til 107°C. Løsningen ble så tilført desorpsjonskolonnen C102 hvor C02 og vann ble strippet med gass som allerede hadde blitt brukt som strippegass i desorpsjonskolonne C103. Bunnfraksjonen fra C102 ble splittet i to strømmer 12 og 13 hvor strøm 12 ble kjølt og pumpet tilbake til absorpsjonskolonnen C101 som strøm 5, mens strøm 13 ble tilført til desorpsjonskolonnen C103 uten å bli forvarmet. I kolonne C103 ble den ytterligere strippet med forvarmet gass som ikke inneholdt noe vann eller C02. Vann- og C02-innholdet til absorpsjonsløsningen ble dermed redusert til et nivå som angitt for strøm 4. Væsken ble så kjølt og pumpet tilbake til absorpsjonskolonnen. Used absorption solution was heated to 160°C and the pressure was relieved via valve 30, after which it was fed to separator V101 where the pressure was 1.2 bar. The C02 content in the absorption solution was thus reduced from 0.4 mol C02/mol MEA to 0.21 mol C02/mol MEA. During the pressure relief, the temperature was reduced to 107°C. The solution was then fed to desorption column C102 where C02 and water were stripped with gas that had already been used as stripping gas in desorption column C103. The bottom fraction from C102 was split into two streams 12 and 13 where stream 12 was cooled and pumped back to absorption column C101 as stream 5, while stream 13 was fed to desorption column C103 without being preheated. In column C103 it was further stripped with preheated gas containing no water or CO 2 . The water and CO 2 content of the absorption solution was thus reduced to a level as indicated for stream 4. The liquid was then cooled and pumped back to the absorption column.
Når naturgass som ble behandlet som beskrevet i dette eksemplet forlot kolonne C101 inneholdt den maksimalt 50 ppm C02 og 1 ppm vann. Fordelen ved å bruke to desorpsjonskolonner resulterer følgelig i mindre C02 og H20 i strøm 12, spesielt C02. When natural gas treated as described in this example left column C101 it contained a maximum of 50 ppm CO 2 and 1 ppm water. Accordingly, the advantage of using two desorption columns results in less C02 and H20 in stream 12, especially C02.
En mindre enhet C101 kan følgelig anvendes for å oppnå den krevde LNG spesifikasjon uten å øke mengden strippegass. A smaller unit C101 can therefore be used to achieve the required LNG specification without increasing the amount of stripping gas.
Vann og C02 kan som vist i ovenstående eksempler fjernes samtidig fra naturgass ved å bruke prosessen ifølge oppfinnelsen. As shown in the above examples, water and C02 can be removed simultaneously from natural gas by using the process according to the invention.
Den ønskede LNG spesifikasjon kan også lett imøtekommes ved oppfinnelsen. Renset naturgass kan følgelig også utsettes for temperaturer så lave som -80°C uten at det medfører alvorlige problemer med hensyn til is eller krystallisering grunnet innholdet av C02 eller vann. The desired LNG specification can also be easily accommodated by the invention. Purified natural gas can therefore also be exposed to temperatures as low as -80°C without causing serious problems with regard to ice or crystallization due to the content of C02 or water.
Prosessen ifølge oppfinnelsen krever kun standard utstyr og mindre enheter enn konvensjonelle prosesser hvor fjerning av forurensninger må utføres i flere trinn. Faktum er at utstyrsspesifikasjonene som kreves, tillater at utstyret kan plasseres på skip eller plattformer. Oppfinnelsen anvender også tilgjengelig gass som er fri for vann og C02 og som kan bli brukt som brenngass ombord. Det er også en del av denne oppfinnelsen at brenngassen kan resirkuleres til prosessen dersom den ikke kreves brukt som brenngass. Fleksibiliteten til prosessen gjør den egnet for anvendelse på land hvor kravene til areal for prosessutstyr er mindre viktig. The process according to the invention requires only standard equipment and smaller units than conventional processes where the removal of contaminants must be carried out in several steps. The fact is that the equipment specifications required allow the equipment to be placed on ships or platforms. The invention also uses available gas which is free of water and C02 and which can be used as fuel gas on board. It is also part of this invention that the fuel gas can be recycled to the process if it is not required to be used as fuel gas. The flexibility of the process makes it suitable for use on land where the requirements for space for process equipment are less important.
Prosessen ifølge oppfinnelsen gjør det også mulig å anvende avspent gass fra LNG kondenseringsenheter til å rense naturgass før kondenseringstrinnet. Denne synergieffekt forbedrer totaløkonomien. The process according to the invention also makes it possible to use decompressed gas from LNG condensing units to purify natural gas before the condensing step. This synergy effect improves the overall economy.
Claims (7)
Priority Applications (8)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO924381A NO176828C (en) | 1992-11-13 | 1992-11-13 | Pre-treatment of natural gas to be condensed into liquid natural gas |
| GB9511768A GB2288750B (en) | 1992-11-13 | 1993-11-11 | Pre-treatment of natural gas to be condensed to liquefied natural gas (LNG) |
| NL9320051A NL9320051A (en) | 1992-11-13 | 1993-11-11 | Pre-treatment of natural gas to be condensed into liquefied natural gas (LNG). |
| AU55781/94A AU5578194A (en) | 1992-11-13 | 1993-11-11 | Pre-treatment of natural gas to be condensed to liquefied natural gas (lng) |
| CA002149314A CA2149314A1 (en) | 1992-11-13 | 1993-11-11 | Pre-treatment of natural gas to be condensed to liquefied natural gas (lng) |
| PCT/NO1993/000166 WO1994011090A1 (en) | 1992-11-13 | 1993-11-11 | Pre-treatment of natural gas to be condensed to liquefied natural gas (lng) |
| EP94901073A EP0668792A1 (en) | 1992-11-13 | 1993-11-11 | Pre-treatment of natural gas to be condensed to liquefied natural gas (lng) |
| DK054095A DK54095A (en) | 1992-11-13 | 1995-05-10 | Process for pretreatment of natural gas to be liquefied into liquefied natural gas (LNG) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO924381A NO176828C (en) | 1992-11-13 | 1992-11-13 | Pre-treatment of natural gas to be condensed into liquid natural gas |
Publications (4)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO924381D0 NO924381D0 (en) | 1992-11-13 |
| NO924381L NO924381L (en) | 1994-05-16 |
| NO176828B true NO176828B (en) | 1995-02-27 |
| NO176828C NO176828C (en) | 1995-06-07 |
Family
ID=19895587
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO924381A NO176828C (en) | 1992-11-13 | 1992-11-13 | Pre-treatment of natural gas to be condensed into liquid natural gas |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP0668792A1 (en) |
| AU (1) | AU5578194A (en) |
| CA (1) | CA2149314A1 (en) |
| DK (1) | DK54095A (en) |
| GB (1) | GB2288750B (en) |
| NL (1) | NL9320051A (en) |
| NO (1) | NO176828C (en) |
| WO (1) | WO1994011090A1 (en) |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5490873A (en) * | 1994-09-12 | 1996-02-13 | Bryan Research & Engineering, Inc. | Hydrocarbon emission reduction |
| JP3675980B2 (en) * | 1996-08-28 | 2005-07-27 | 三菱重工業株式会社 | Method and apparatus for advanced removal and high pressure recovery of carbon dioxide in high pressure source gas |
| GB0108386D0 (en) | 2001-04-04 | 2001-05-23 | Bp Exploration Operating | Process |
| EP2109491A4 (en) * | 2007-02-02 | 2012-04-04 | Chevron Usa Inc | Methods and apparatus for removing acid gases from a natural gas stream |
| DE102009042365A1 (en) | 2009-09-23 | 2011-04-07 | Uhde Gmbh | Process and apparatus for removing water from natural gas or industrial gases with physical solvents |
| IT1401668B1 (en) * | 2010-09-13 | 2013-08-02 | Consiglio Nazionale Ricerche | SEPARATION PROCESS AND REMOVAL OF CO2 FROM GASEOUS BLENDS THROUGH AMINS IN ALCOHOL SOLUTION |
| EP3493892B1 (en) * | 2016-08-01 | 2020-07-08 | Basf Se | Two-stage method for removing co2 from synthesis gas |
| FI129504B (en) * | 2018-11-30 | 2022-03-31 | Carbonreuse Finland Oy | System and method for recovery of carbon dioxide |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2547278A (en) * | 1948-06-12 | 1951-04-03 | Fluor Corp | Extraction of acidic impurities and moisture from gases |
| US3349544A (en) * | 1966-01-28 | 1967-10-31 | Dow Chemical Co | Gas drying process |
-
1992
- 1992-11-13 NO NO924381A patent/NO176828C/en unknown
-
1993
- 1993-11-11 GB GB9511768A patent/GB2288750B/en not_active Expired - Fee Related
- 1993-11-11 NL NL9320051A patent/NL9320051A/en not_active Application Discontinuation
- 1993-11-11 AU AU55781/94A patent/AU5578194A/en not_active Abandoned
- 1993-11-11 WO PCT/NO1993/000166 patent/WO1994011090A1/en not_active Application Discontinuation
- 1993-11-11 CA CA002149314A patent/CA2149314A1/en not_active Abandoned
- 1993-11-11 EP EP94901073A patent/EP0668792A1/en active Pending
-
1995
- 1995-05-10 DK DK054095A patent/DK54095A/en not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO924381D0 (en) | 1992-11-13 |
| CA2149314A1 (en) | 1994-05-26 |
| AU5578194A (en) | 1994-06-08 |
| WO1994011090A1 (en) | 1994-05-26 |
| DK54095A (en) | 1995-07-13 |
| NL9320051A (en) | 1995-08-01 |
| NO176828C (en) | 1995-06-07 |
| NO924381L (en) | 1994-05-16 |
| GB2288750B (en) | 1996-08-21 |
| EP0668792A1 (en) | 1995-08-30 |
| GB2288750A (en) | 1995-11-01 |
| GB9511768D0 (en) | 1995-08-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8287626B2 (en) | Method for purifying a gas mixture containing acid gases | |
| US5061465A (en) | Bulk CO2 recovery process | |
| US7192468B2 (en) | Configurations and method for improved gas removal | |
| NO163317B (en) | PROCEDURE FOR NATURAL GAS CLEANING. | |
| AU2005276970B2 (en) | Combined use of external and internal solvents in processing gases containing light, medium and heavy components | |
| CA2482159C (en) | Configurations and methods for improved acid gas removal | |
| JP2559267B2 (en) | A method of simultaneously performing selective desulfurization and gasoline removal at a cryogenic temperature of a gas mixture mainly composed of methane and also including hydrocarbons of H 2 below and C 2 below. | |
| JP2002530187A (en) | Split process and its equipment | |
| US20080210092A1 (en) | Methods and apparatus for removing acid gases from a natural gas stream | |
| RU2147917C1 (en) | Method of natural gas pretreatment under pressure | |
| NO319325B1 (en) | Process for treating gas with ultramaged amine | |
| MX2011001185A (en) | A method for recovery of high purity carbon dioxide. | |
| JP5036183B2 (en) | Improved solvent use and regeneration | |
| US10358614B2 (en) | Two-stage absorption for acid gas and mercaptan removal | |
| US7695702B2 (en) | Optimization of amine regeneration system start-up using flash tank pressurization | |
| NO176828B (en) | Pre-treatment of natural gas to be condensed into liquid natural gas | |
| CA1087086A (en) | Process for treating pressurized gases to remove unwanted components | |
| WO2003013699A1 (en) | Method and absorption agent for extracting acidic gases from fluids | |
| WO2004105919A1 (en) | Method for removing acid gases from pressurized natural gas that is contaminated with acid gas compounds and recovering the removed acid gases at an increased pressure level | |
| NO822214L (en) | PROCEDURE FOR AA REMOVE ACID GASES FROM GAS MIXTURES, SPECIAL NATURAL GAS | |
| US20240017205A1 (en) | Two step amine absorption process for removal co2/h2s from biogas | |
| Fournie et al. | Permeation membranes can efficiently replace conventional gas treatment processes | |
| AU2016304194A1 (en) | Method for separating carbon dioxide from a hydrocarbon-rich fraction | |
| US3630666A (en) | Precontacting hydrogen sulfide containing gas streams with rich sulfinol | |
| CA1212820A (en) | Removal of co.sub.2 and/or h.sub.2s from gases |