NO176828B - Forbehandling av naturgass som skal kondenseres til flytende naturgass - Google Patents

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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).

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.

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.

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.

Oppfinnelsens omfang er som definert i de tilknyttede patentkrav.

Oppfinnelsen er videre beskrevet og forklart i den etterfølgende beskrivelse av figurene og i eksemplene.

Fig. 1 viser et flytskjema av basisprosessen ifølge oppfinnelsen.

Fig. 2 viser et flytskjema for en prosess ifølge oppfinnelsen

omfattende delt absorpsjon og én absorpsjonskolonne.

Fig. 3 viser en prosess ifølge oppfinnelsen omfattende delt

absorpsjon og to desorpsjonskolonner.

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.

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.

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.

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.

Eksempel 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.

Naturgass renset som beskrevet ovenfor inneholder mindre enn 100 ppm C02 og mindre enn 1 ppm vann idet den forlater absorpsjonskolonnen C101.

Eksempel 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.

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.

Eksempel 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

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.

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.

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.

En mindre enhet C101 kan følgelig anvendes for å oppnå den krevde LNG spesifikasjon uten å øke mengden strippegass.

Vann og C02 kan som vist i ovenstående eksempler fjernes samtidig fra naturgass ved å bruke prosessen ifølge oppfinnelsen.

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.

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.

Prosessen ifølge oppfinnelsen gjør det også mulig å anvende avspent gass fra LNG kondenseringsenheter til å rense naturgass før kondenseringstrinnet. Denne synergieffekt forbedrer totaløkonomien.

Claims (7)

1. Forbehandling av naturgass for fjerning av C02 og vann ved hjelp av absorpsjon ned til LNG spesifikasjonene for C02- og H20-innhold, karakterisert ved at naturgassen bringes i kontakt med en tilnærmet vannfri to-komponent absorpsjonsløsning omfattende én komponent som virker som et løsningsmiddel, som kan være en blanding av løsningsmidler, og som har høy affinitet for vann og er forenlig med den andre komponent som har evne til å reagere reversibelt med C02, og at brukt absorpsjonsløsning regenereres, på i og for seg kjent måte, ved stripping med store mengder naturgass som tilnærmet ikke inneholder C02 eller H20.

2. Forbehandling av naturgass ifølge krav 1, karakterisert ved at bunnfraksjonen fra absorpsjonskolonnen varmes, trykket reduseres og C02 fjernes i en separasjonsenhet før desorpsjonsbehandling med varm strippegass fra hvilken H20 er fjernet i en kondensator, hvorved strippegassen kan resykleres.

3. Forbehandling av naturgass ifølge krav 1, karakterisert ved at absorpsjonsløsningen oppvarmes til 100-200°C før trykket avspennes i ett trinn i hvilket mesteparten av C02 fjernes, og at den væskeformige løsning deretter deles i to strømmer, hvor hoveddelen returneres til absorpsjonskolonnen og den resterende del strippes med gass i en etterfølgende desorpsjonskolonne før absorpsjonsløsningen returneres til den øvre del av absorpsjonskolonnen.

4. Forbehandling av naturgass ifølge krav 1, karakterisert ved at to-komponent absorpsjonsløsningen omfatter etylenglykol, glykoleter eller normal metylpyrrolidon og alkanolaminer.

5. Forbehandling av naturgass ifølge krav 1, karakterisert ved at strippegassen er gjenoppvarmet avspent gass fra siste trinn av en LNG kondenseringsenhet.

6. Forbehandling av naturgass ifølge krav 1, karakterisert ved at hovedkomponentene i absorpsjonsløsningen er trietylenglykol og monoetanolamin og/eller dietanolamin.

7. Forbehandling ifølge krav 1, karakterisert ved at desorpsjon av brukt absorpsjonsløsning utføres i tre trinn og at mesteparten av C02 fjernes i et første trinn ved avspenning før løsningen strippes partielt for vann under bruk av gass og at en del av bunnfraksjonen fra første desorpsjonskolonne returneres til den nedre del av absorpsjonskolonnen mens resten tilføres en annen desorpsjonskolonne, og at brunnfraksjonen fra den andre desorpsjonskolonne hovedsakelig er fri for vann og at denne fraksjon returneres til den øvre del av absorpsjonskolonnen.