NO310471B1 - Fremgangsmåte for forbehandling av en naturgass som inneholder hydrogensulfid - Google Patents
Fremgangsmåte for forbehandling av en naturgass som inneholder hydrogensulfid Download PDFInfo
- Publication number
- NO310471B1 NO310471B1 NO19950347A NO950347A NO310471B1 NO 310471 B1 NO310471 B1 NO 310471B1 NO 19950347 A NO19950347 A NO 19950347A NO 950347 A NO950347 A NO 950347A NO 310471 B1 NO310471 B1 NO 310471B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- condensate
- zone
- water
- bar
- hydrogen sulphide
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 67
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 33
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 21
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims description 19
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 title description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 48
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 30
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 26
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 20
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 16
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 16
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 15
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 claims description 15
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 10
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 8
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 5
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 5
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 5
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 3
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims description 2
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 claims description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 15
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 7
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 4
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 4
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 3
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 3
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 2
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000012466 permeate Substances 0.000 description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000003053 toxin Substances 0.000 description 1
- 231100000765 toxin Toxicity 0.000 description 1
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 1
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 1
- 238000003809 water extraction Methods 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
- B01D53/1456—Removing acid components
- B01D53/1468—Removing hydrogen sulfide
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Cyclones (AREA)
- Industrial Gases (AREA)
Description
Oppfinnelsen angår en fremgangsmåte for forbehandling av en svært sur naturgass som inneholder en betydelig mengde hydrogensulfid (H2S) som kan fo-rekomme sammen med karbondioksyd (CO2).
I vårt europeiske patent NO-C-175 803 beskrives denne type naturgass.
En gassprodusent stilles overfor et dilemma når han konfronteres med nød-vendigheten av å behandle en svært sur naturgass som f.eks. inneholder mer enn 20 mol% hydrogensulfid, spesielt når det er kjent at gassproduksjonsmengden er over 2 millioner m<3> pr. dag og at fremstilling av svovel ikke kan rettferdiggjøres økonomisk. Det er et spørsmål om hvordan en stor mengde hydrogensulfid skal elimineres under samtidig oppfyllelse av sikkerhets- og miljøstandarder og hvordan energiforbruket for separasjon og eliminering av hydrogensulfid skal reduseres.
Av og til kan hydrogensulfid og karbondioksyd elimineres fra en naturgass ved å reinjisere den utvunnede blanding i et reservoar som er delvis utarmet, slik at nødvendigheten av å installere en nedstrøms svovelutvinningsenhet som er kost-bar og forbruker en stor mengde energi således unngås.
For å være i stand til å selge en gass som inneholder mindre enn 3 volum-ppm hydrogensulfid må det anvendes separasjonsteknikker som må være selektive mot dette giftstoff, ettersom karbondioksyd og hydrogensulfid har forskjellige renhetskrav. En konsentrasjon av 2-4 volum% C02 tolereres i en gass som skal selges. Dette mål kan nås under anvendelse av en to-trinns prosess: Et trinn hvor syreinnholdet reduseres delvis ved hjelp av en membran-separasjonsprosess, fulgt av et trinn hvor den delvis rensede gass vaskes med et selektivt løsemiddel eller et amin. Selektive membraner er kjent for at de tillater at H2S og CO2 diffunderer let-tere enn hydrokarbonene (spesielt metan) i naturgassen. Det er imidlertid alvorlige problemer med denne tilsynelatende enkle prosess, spesielt dersom den hfeS-rike gass skal reinjiseres ved høyt trykk i reservoaret.
Hovedproblemet med forbehandling med membran-gjennomtrengning ligger
i det faktum at det H2S- og CCVrike permeat må utvinnes nedstrøms for membranen og ved et svært lavt trykk for at prosessen skal være effektiv. Av dette følger at dersom gassen verken brennes av eller sendes til en svovelutvinningsenhet, blir det nødvendig å rekomprimere gassen til reservoarets trykk, noe som involverer høye kompresjonskostnader og høyt energiforbruk.
Et annet problem med membran-gjennomtrengningsprosessen kan føres tilbake til det faktum at membranen ikke er perfekt selektiv mot sure gasser og tillater betydelig diffusjon av metan inn i permeatet. Tapet av markedsførbart metan kan være så høyt som 10-15% av det tilførte utgangsmateriale.
Ett av oppfinnelsens formål er således å overvinne de ovenfor nevnte problemer.
Et ytterligere formål er å forbehandle en naturgass som er svært rik på HfeS og CO2 for å gjøre den utvinnbar og markedsførbar uten å ødelegge miljøet.
Et ytterligere formål med oppfinnelsen er å dehydratisere gassen og elimi-nere hoveddelen av de sure bestanddeler i flytende form inn i et delvis uttømt reservoar.
Generelt angår oppfinnelsen en fremgangsmåte for forbehandling av en naturgass som er satt under trykk og som er mettet med vann og som i hovedsak inneholder hydrokarboner og en betydelig mengde hydrogensulfid, fra minst én produksjonsbrønn, kjennetegnet ved at
a) minst en andel av naturgassen 1 bringes i kontakt med minst en andel av et resirkulert flytende kondensat 2 fra trinn d) nedenfor i en kontakt- og fordampningssone 5 under passende kontaktbetingelser, og en dampfase 6 som inneholder hydrogensulfid og hydrokarboner utvinnes over toppen og et flytende avløp 7 som inneholder en hoveddel av hydrogensulfidet, vann
og en liten del hydrokarboner utvinnes fra bunnen; b) minst en andel av dampfasen avkjøles og kondenseres i et kjøle- eller trykkavlastningstrinn under egnede kjøle- eller trykkavlastningsbetingelser; c) det oppnådde kondensat skilles fra i en separasjonssone 3 og det utvinnes en gass 30 som er anriket på hydrokarboner og utarmet på hydrogensulfid,
samt med et flytende kondensat 2 som er anriket på hydrogensulfid og inneholder hydrokarboner;
d) kondensatet resirkuleres til kontaktsonen 5, og
e) det flytende avløp gjeninnføres i produksjonsbrønnen eller i en annen brønn.
Betegnelsen hydrokarboner betyr i hovedsak metan og lave prosentinnhold av etan, propan og butan. Den sure naturgass kan ha et partialtrykk for hydrogensulfid på minst 5 bar, fortrinnsvis minst 10 bar (1 bar = 10<5> Pa). Den kan også in-neholde karbondioksyd.
For å kunne oppnå en effektiv trykkavlastningsdestillasjon (flash) i kontaktsonen (stripper) mellom det flytende kondensat og den svært sure naturgass som kommer ut av brønnen, kan kondensatet forvarmes minst delvis ved hjelp av en varmeveksler for å fordampe minst en andel av hydrokarbonene som befinner seg i kondensatet i en for høy konsentrasjon.
I en ytterligere utførelse av fremgangsmåten kan det i en egnet varmevekslingssone forvarmes ved hjelp av minst en andel av dampfasen som går ut av kontaktsonen. Det kan være fordelaktig å kombinere disse to forvarmingstyper for mer effektivt å fordampe hydrokarbonene som skal utvinnes og for å øke løseligheten av vannet i den flytende strøm som inneholder H2S.
Fordamping av metanet og de lette hydrokarboner som er oppløst i blandingen kan direkte kjøle av gassen som tilføres fra brønnen, f.eks. med 5°C til 10°C, noe som forårsaker at hydratene dannet i nærvær av fritt vann og hfeS faller ut. Disse utvinnes i den flytende fase som reinjiseres i det delvis uttømte reservoar. For dette formål kan kontaktbeholderen for å bringe gassen og de flytende strømmer i kontakt, fortrinnsvis en syklon, tilpasses til å fjerne disse hydrater i den nedre del.
Vann har en temmelig høy løselighet i FfeS (f.eks. mer enn 1 mol% under forsøksbetingelsene: 25°C, 85 bar absolutt) slik at i hovedsak alt vann i den sure gass som kommer inn i beholderen kan fortrenges ved oppløsning i den FfeS-rike flytende fase som utgjør det flytende avløp som gjeninnføres i reservoaret. Dette er i virkeligheten et vann-ekstraksjonstrinn som minimerer eller fullstendig eliminerer kondensasjonen av vann og dannelsen av fritt vann i kjøle- og kondenserings-trinnet.
Dersom imidlertid dampfasen som går ut av beholderen over toppen også inneholder en betydelig mengde vann, kan en egnet mengde metanol føres inn i dampfasen oppstrøms for kjølesonen for å forhindre hydratdannelse i kjøletrinnet.
Dersom imidlertid dampfasen som tas ut over toppen fra denne beholder ennå inneholder en betydelig mengde vann, kan en egnet mengde metanol føres inn i dampfasen oppstrøms fra kjølesonen for å forhindre hydratdannelse i kjøleso-nen.
I en første utførelse kan vannet og alkoholen som etter kondensasjon er blitt skilt fra det flytende kondensat i trommel-separatoren, resirkuleres med kondensatet til kontaktsonen. En andel av metanolen kan fordampes med den gassformige fase og en ytterligere andel i den flytende fase reinjiseres i brønnen.
I en ytterligere utførelse kan vannet og metanolen som er blitt skilt fra kondensatet etter kondensasjonen føres til en flertrinns motstrøms-avdrivingssone (strippesone) som anvender minst en andel av dampfasen. En avløpsdamp som således er anriket på metanol utvinnes over toppen fra avdrivingssonen og resirkuleres oppstrøms for kjølesonen. Vann utvinnes fra bunnen og kan gjeninnføres i reservoaret. Denne avdrivingssone kan med fordel være integrert i sonen hvor det flytende kondensat bringes i kontakt med naturgassen.
Det er fordelaktig å blande det H2S-rike flytende kondensat med naturgassen oppstrøms for kontaktbeholderen under anvendelse av en statisk blander, en ejektor, en sprayinnretning eller ganske enkelt ved hjelp av en tilstrekkelig lang rør-ledning.
Driftsbetingelsene for prosessen er generelt som følger:
a) Kontaktbeholder:
T° = 0 til 100°C, fortrinnsvis 20°C til 60°C,
P > 10 bar absolutt, fortrinnsvis 40 til 100 bar,
b) Sone for separasjon og avkjøling:
T°C = -80°C til +30°C, fortrinnsvis -40°C til 0°C.
P > 10 bar absolutt, fortrinnsvis 40 til 100 bar.
c) Forvarmingstemperatur:
T° = -10°C til +90°C, fortrinnsvis +10°C til +50°C.
Det kan være fordelaktig å komprimere naturgassen når den går ut av pro-duksjonslønnen, spesielt dersom reservoaret er delvis uttømt.
Fordelen med foreliggende oppfinnelse er således at gassen konsentreres med metan og dehydratiseres samtidig. I tillegg kan et H2S-anriket avløp gjeninn-føres i brønnen ved injisering i flytende form og således ved reduserte kostnader i forhold til kostnadene dersom det hadde vært nødvendig med pumping.
Oppfinnelsen vil bli bedre forstått fra figuren og eksemplet som illustrerer fremgangsmåten, men ikke begrenser den.
En svært sur naturgass fra en produksjonsbrønn, ved et trykk på 83 bar og en temperatur på 50°C, mettet med vann (1940 ppm i mol) og inneholdende 34 mol% H2S, 11 mol% C02 og 55 mol% metan (mindre enn 1 vekt% C2+) ble tangen-sielt ført inn gjennom rørledning 1 i en kontaktbeholder 5 av syklontype. All gassen kunne ikke sendes til syklon 5: En andel av gassen kunne føres inn i en forbe-handlingssone gjennom rørledning 1b (avbrutt linje) nedstrøms fra syklon 5. Opp-strøms fra syklon 5 ble det gjennom rørledning 2 og sprayinnretning 4 resirkulert et H2S- og C02-rikt flytende kondensat som også inneholdt en betydelig mengde av metan fra en separasjonsbeholder 3, inn i rørledning 1. Dette kondensat ble for-varmet til ca. 30°C ved hjelp av ekstern veksler 2a og ved hjelp av varmeveksler 15 som indirekte fjernet varme fra en andel av dampfasen (rørledning 6a) fra beholder 5.
Kontakt fant i hovedsak sted ved inngangstrykket for den sure gass (f.eks
82 bar) og ved en temperatur på 38°C. Trykkavlastningsdestillasjon og avdriving ble gjennomført i syklon 5. Den flytende fase og dampfasen ble skilt og avkjølt til 25°C (under temperaturen for hydratdannelse) og et flytende avløp ble utvunnet gjennom rørledning 7 fra (den fortrinnsvis koniske) bunnen i syklonen, ved trykk på 82 bar og anriket med H2S, C02, vann (løselige hydrater og løselig fritt vann) og fritt svovel. Dette avløp inneholdt således i hovedsak alt vannet og bare 8,5% metan. En sentrifugalpumpe 9 tilpasset til å pumpe H2S (dvs. uten sammenføyninger) kunne ha blitt anvendt om nødvendig for å reinjisere H2S- og C02-rikt flytende av-løp i reinjiseringsbrønn 10 som kunne være den samme brønn fra hvilken naturgassen var blitt ekstrahert, eller en forskjellig brønn. Varmen generert ved pum-pingen var ikke tilstrekkelig til å smelte de transporterte hydrater.
En gassfase, inneholdende bare 540 ppm vann, H2S, C02 og metan, ble utvunnet over toppen fra syklon 5. Denne fase gikk gjennom kjølings- og konden-seringsapparat, f.eks. en konvensjonell gass/gass-varmeveksler 12 fulgt av en propan-kjøler 20 for å kjøle av kondensatet eller minst en del av det til en temperatur på f.eks. -18°C. For ytterligere å unngå dannelse av hydrat og is, kunne metanol ha vært ført inn i rørledning 6 gjennom rørledning 11 oppstrøms for veksleren 12. Det ikke-oppløste vann i gassfasen kunne således vært inhibert ved tilsetning av f.eks. 55 vekt% metanol.
Den metan-anrikede gass og det oppnådde kondensat og også eventuell oppnådd vann/metanolblanding, ble adskilt i en tønneseparator 3 ved et trykk på 81 bar og ved en temperatur på -18°C. Vann/metanolblandingen utvunnet gjennom rørledning 13 fra bunnen av beholder 3 ble ført inn i en kondensat-resirku-leringsrørledning 8 etter separasjon.
I en variasjon ble metanolen og vannet utvunnet fra bunnen av beholder 3 sendt gjennom rørledning 21 til toppen av en flertrinns, motstrøms avdrivingssone 22 hvor en andel av dampfasen fra syklon 5 ble anvendt som avdrivingsgass. Denne ble ført inn ved bunnen av avdrivingssonen gjennom rørledning 23. Hoveddelen av metanolen ble utvunnet over toppen gjennom rørledning 24 og resirkulert til rørledning 6 oppstrøms for kjøleren. Vann ble utvunnet fra bunnen av avdrivingssonen gjennom rørledning 25.
Etter forvarming i veksler 15 beskrevet ovenfor, ble det H2S- og C02-rike kondensat som også inneholder metan og vann/metanol-blandingen resirkulert gjennom rørledninger 8 og 2 og pumpe 14 (tilsvarende pumpe 9), til beholder 5 for kontakt mellom den flytende fase og gassfasen.
Metan-anriket gass ble utvunnet over toppen fra beholder 3, inneholdende ca. 15% H2S og 11% C02, noe som betyr at energiforbruket i nedstrømsenhetene som fullstendig eliminerer H2S (amin-anlegg eller andre teknikker som beskrevet i våre patenter EP-A-0.442.767 og US-A-5.127.231) kunne reduseres.
En materialbalanse er vist i den følgende tabell.
MATERIALBALANSE (MOL%)
Det totale tap av metan og tyngre hydrokarboner var 9,2% under eliminering av 69% av H2S og 33% av C02.
Claims (10)
1. Fremgangsmåte for forbehandling av en naturgass satt under trykk og som er mettet med vann og som i hovedsak inneholder hydrokarboner og en betydelig mengde hydrogensulfid, fra minst én produksjonsbrønn,
karakterisert ved at a) minst en andel av naturgassen (1) bringes i kontakt med minst en andel av et resirkulert flytende kondensat (2) fra trinn d) nedenfor i en kontakt- og fordampningssone (5) under passende kontaktbetingelser, og en dampfase (6) som inneholder hydrogensulfid og hydrokarboner utvinnes over toppen og et flytende avløp (7) som inneholder en hoveddel av hydrogensulfidet, vann og en liten del hydrokarboner utvinnes fra bunnen; b) minst en andel av dampfasen avkjøles og kondenseres i et kjøle- eller trykkavlastningstrinn under egnede kjøle- eller trykkavlastningsbetingelser; c) det oppnådde kondensat skilles fra i en separasjonssone (3) og det utvinnes en gass (30) som er anriket på hydrokarboner og utarmet på hydrogensulfid, samt med et flytende kondensat (2) som er anriket på hydrogensulfid og inneholder hydrokarboner; d) kondensatet resirkuleres til kontaktsonen (5), og e) det flytende avløp gjeninnføres i produksjonsbrønnen eller i en annen brønn.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at kondensatet (2) forvarmes minst delvis ved hjelp av en ekstern varmeveksler (2a).
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2,
karakterisert ved at kondensatet i en varmevekslingssone (15) forvarmes ved hjelp av minst en andel av dampfasen.
4. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 1-3, karakterisert ved at kondensatet resirkuleres oppstrøms for kontaktsonen (5).
5. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 1-4, karakterisert ved at dampfasen inneholder en betydelig mengde vann og at en passende mengde metanol (11)
føres inn oppstrøms for kjølesonen.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 5,
karakterisert ved at vannet og metanolen
skilles fra kondensatet etter kondensering og resirkuleres med kondensatet (2).
7. Fremgangsmåte ifølge krav 5,
karakterisert ved at vannet og metanolen skilles fra kondensatet etter kondensering og føres til en flertrinns avdrivingssone (22) hvor minst en del av dampfasen (23) anvendes, og en metanolanriket avløpsdamp (24) utvinnes over toppen og resirkuleres oppstrøms for kjølesonen, idet vann (25) utvinnes fra bunnen.
8. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 1-7, karakterisert ved atdriftsbetingelseneer: a) Kontaktsone: T° = 0 til 100°C, fortrinnsvis 20°C til 60°C,
P > 10 bar absolutt, fortrinnsvis 40 til 100 bar, b) Sone for separasjon etter avkjøling: T°C = -80°C til +30°C, fortrinnsvis -40°C til 0°C. P > 10 bar absolutt, fortrinnsvis 40 til 100 bar. c) Forvarmingstemperatur: T° = -10°C til 90°C, fortrinnsvis 10°C til 50°C.
9. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 1-8, karakterisert ved at kontaktsonen utgjøres av
en syklonseparator.
10. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 1 -9, karakterisert ved at naturgassen som er satt under trykk har et partialtrykk for hydrogensulfid på minst
5 bar, fortrinnsvis minst 10 bar.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR9315675A FR2715692B1 (fr) | 1993-12-23 | 1993-12-23 | Procédé de prétraitement d'un gaz naturel contenant de l'hydrogène sulfure. |
| US08/382,405 US5520249A (en) | 1993-12-23 | 1995-02-01 | Process for the pretreatment of a natural gas containing hydrogen sulphide |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO950347D0 NO950347D0 (no) | 1995-01-30 |
| NO950347L NO950347L (no) | 1995-08-02 |
| NO310471B1 true NO310471B1 (no) | 2001-07-09 |
Family
ID=26230852
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO19950347A NO310471B1 (no) | 1993-12-23 | 1995-01-30 | Fremgangsmåte for forbehandling av en naturgass som inneholder hydrogensulfid |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5520249A (no) |
| EP (1) | EP0665046B1 (no) |
| CA (1) | CA2141660C (no) |
| DE (1) | DE69500773T2 (no) |
| DK (1) | DK0665046T3 (no) |
| ES (1) | ES2110294T3 (no) |
| FR (1) | FR2715692B1 (no) |
| MY (1) | MY111622A (no) |
| NO (1) | NO310471B1 (no) |
| RU (1) | RU2147917C1 (no) |
Families Citing this family (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6149344A (en) * | 1997-10-04 | 2000-11-21 | Master Corporation | Acid gas disposal |
| FR2808223B1 (fr) * | 2000-04-27 | 2002-11-22 | Inst Francais Du Petrole | Procede de purification d'un effluent contenant du gaz carbonique et des hydrocarbures par combustion |
| GB0022688D0 (en) * | 2000-09-15 | 2000-11-01 | Ingen Process Ltd | Removal and disposal of sour reservoir components |
| FR2826371B1 (fr) * | 2001-06-26 | 2005-08-26 | Inst Francais Du Petrole | Procede de pretraitement d'un gaz naturel contenant des composes acides |
| FR2824492B1 (fr) * | 2001-05-11 | 2003-06-27 | Inst Francais Du Petrole | Procede de pretraitement d'un gaz naturel contenant des composes acides |
| CA2383283C (fr) * | 2001-05-11 | 2010-09-07 | Institut Francais Du Petrole | Procede de pretraitement d'un gaz naturel contenant des composes acides |
| DE60224591D1 (de) * | 2002-11-25 | 2008-02-21 | Fluor Corp | Hochdruckgasverarbeitungsconfigurationen |
| AU2003900534A0 (en) * | 2003-02-07 | 2003-02-20 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process and apparatus for removal of a contaminant from a natural gas feed stream |
| AU2006236093B2 (en) * | 2003-02-07 | 2008-12-11 | Woodside Energy Ltd. | Removing contaminants from natural gas by cooling |
| CA2700998C (en) * | 2007-10-19 | 2014-09-02 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Irregular spacing of heat sources for treating hydrocarbon containing formations |
| EA201100522A1 (ru) * | 2008-09-23 | 2011-08-30 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ удаления газообразных примесей из потока сырьевого газа, содержащего метан и газообразные примеси |
| US8955354B2 (en) * | 2009-12-10 | 2015-02-17 | Conocophillips Company | Fractionation of hydrogen sulfide rich sour gas and methods of use |
| WO2011153151A1 (en) | 2010-06-01 | 2011-12-08 | Shell Oil Company | Low emission power plant |
| US8858679B2 (en) | 2010-06-01 | 2014-10-14 | Shell Oil Company | Separation of industrial gases |
| CA2800822A1 (en) | 2010-06-01 | 2011-12-08 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Separation of gases produced by combustion |
| US8858680B2 (en) | 2010-06-01 | 2014-10-14 | Shell Oil Company | Separation of oxygen containing gases |
| AU2012339842A1 (en) | 2011-11-15 | 2014-05-15 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of producing sulfur dioxide |
| EP2748291A4 (en) * | 2011-11-15 | 2015-08-19 | Shell Int Research | PROCESS FOR PROCESSING SULFUR HYDROGEN-CONTAINING FOOD STREAMS |
| IN2014CN03571A (no) * | 2011-11-15 | 2015-10-09 | Shell Int Research | |
| RU2520121C2 (ru) * | 2012-07-20 | 2014-06-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Обустройству Нефтяных И Газовых Месторождений | Способ подготовки кислого газа для закачки в пласт через нагнетательную скважину |
| CN107882545A (zh) * | 2016-09-29 | 2018-04-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 高含水油井产液就地分水装置与方法 |
| KR20220093104A (ko) * | 2019-09-17 | 2022-07-05 | 카브픽스 | 지열 비응축 가스 혼합물과 같은 h2s 및 co2 풍부 가스 혼합물로부터 h2s 및 co2를 저감시키기 위한 방법 및 시스템 |
| CN114100344A (zh) * | 2020-09-01 | 2022-03-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 含硫化氢气体的处理方法及处理系统 |
| US11745136B2 (en) | 2020-10-14 | 2023-09-05 | Bcck Holding Company | System and method for treating a methane system to remove carbon dioxide, hydrogen sulfide, and water in a single process |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2582148A (en) * | 1947-05-15 | 1952-01-08 | Pritchard & Co J F | Method of recovering desirable liquefiable hydrocarbons |
| US3274101A (en) * | 1964-01-06 | 1966-09-20 | Exxon Production Research Co | Solvent recovery process |
| US3488092A (en) * | 1967-12-18 | 1970-01-06 | Phillips Petroleum Co | Method for producing acid-gas well containing sulfur |
| GB1482196A (en) * | 1973-09-27 | 1977-08-10 | Petrocarbon Dev Ltd | Upgrading air-contaminated methane gas compositions |
| US4072604A (en) * | 1974-03-21 | 1978-02-07 | Uop Inc. | Process to separate hydrocarbons from gas streams |
| DE3306371A1 (de) * | 1983-02-24 | 1984-08-30 | Bergwerksverband Gmbh, 4300 Essen | Verfahren zur erzeugung eines methanreichen gasgemisches, insbesondere aus grubengas |
| FR2636857B1 (fr) * | 1988-09-26 | 1990-12-14 | Inst Francais Du Petrole | Procede de deshydratation, de desacidification et de separation d'un condensat d'un gaz naturel |
| FR2691503B1 (fr) * | 1992-05-20 | 1997-07-25 | Inst Francais Du Petrole | Procede pour le traitement et le transport d'un gaz naturel sortant d'un puits de gaz. |
| US5335728A (en) * | 1992-07-31 | 1994-08-09 | Strahan Ronald L | Method and apparatus for disposing of water at gas wells |
-
1993
- 1993-12-23 FR FR9315675A patent/FR2715692B1/fr not_active Expired - Lifetime
-
1995
- 1995-01-28 MY MYPI95000207A patent/MY111622A/en unknown
- 1995-01-30 EP EP95400198A patent/EP0665046B1/fr not_active Expired - Lifetime
- 1995-01-30 ES ES95400198T patent/ES2110294T3/es not_active Expired - Lifetime
- 1995-01-30 DE DE69500773T patent/DE69500773T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1995-01-30 NO NO19950347A patent/NO310471B1/no not_active IP Right Cessation
- 1995-01-30 DK DK95400198.8T patent/DK0665046T3/da active
- 1995-01-31 RU RU95101379A patent/RU2147917C1/ru active
- 1995-02-01 CA CA002141660A patent/CA2141660C/fr not_active Expired - Lifetime
- 1995-02-01 US US08/382,405 patent/US5520249A/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MY111622A (en) | 2000-09-27 |
| DE69500773T2 (de) | 1998-02-19 |
| CA2141660C (fr) | 2006-03-28 |
| US5520249A (en) | 1996-05-28 |
| FR2715692B1 (fr) | 1996-04-05 |
| EP0665046A1 (fr) | 1995-08-02 |
| ES2110294T3 (es) | 1998-02-01 |
| NO950347D0 (no) | 1995-01-30 |
| DE69500773D1 (de) | 1997-11-06 |
| RU2147917C1 (ru) | 2000-04-27 |
| NO950347L (no) | 1995-08-02 |
| EP0665046B1 (fr) | 1997-10-01 |
| DK0665046T3 (da) | 1997-12-08 |
| CA2141660A1 (fr) | 1995-08-02 |
| RU95101379A (ru) | 1996-12-20 |
| FR2715692A1 (fr) | 1995-08-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO310471B1 (no) | Fremgangsmåte for forbehandling av en naturgass som inneholder hydrogensulfid | |
| US4374657A (en) | Process of separating acid gases from hydrocarbons | |
| US4589896A (en) | Process for separating CO2 and H2 S from hydrocarbons | |
| SU1745119A3 (ru) | Способ селективного удалени серы и бензина из газовой смеси | |
| US6221131B1 (en) | Multi-stage process for the separation/recovery of gases | |
| NO323603B1 (no) | Fremgangsmate for forbehandling av naturgass inneholdende sure gasser | |
| US20100147022A1 (en) | Process and apparatus for removal of sour species from a natural gas stream | |
| NO315566B1 (no) | Fremgangsmåte for törking av en gass ved hjelp av glykol, samt rensing av de gassformige rejekter | |
| BRPI0912874B1 (pt) | Processo para a recuperação de dióxido de carbono de uma mistura gasosa | |
| NO336144B1 (no) | Fremgangsmåte og system for å ekstrahere CO2 fra hydrokarbongass | |
| RU2012100736A (ru) | Способ для очистки от кислых соединений и сжижения газообразного потока и устройство для его осуществления | |
| BR9914653A (pt) | Processos para a rejeição de um componente mais volátil do que o metano de uma corrente de gás natural lìquido pressurizado que contém o componente volátil, para a rejeição de nitrogênio de uma corrente de gás natural pressurizado que contém nitrogênio, e de separação | |
| NO312015B1 (no) | Fremgangsmåte for fjerning av syre fra en gass og fremstilling av konsentrerte sure gasser | |
| EP3229940A1 (en) | Method for energy efficient recovery of carbon dioxide from an absorbent and a plant suitable for operating the method | |
| US11066347B2 (en) | Purification and liquefaction of biogas by combination of a crystallization system with a liquefaction exchanger | |
| US4121913A (en) | Process feed and effluent treatment systems | |
| US10627159B2 (en) | Method and unit for separating the light and heavy components of natural gas | |
| US10415879B2 (en) | Process for purifying natural gas and liquefying carbon dioxide | |
| GB2151597A (en) | Recovery of carbon dioxide from gas mixtures | |
| AU2018306365A1 (en) | Method for purifying a natural gas stream | |
| US10905996B2 (en) | Systems and methods to manage heat in an integrated oil and gas processing plant with sour gas injection | |
| WO2012107667A2 (fr) | Procede et appareil de separation cryogenique d'un debit riche en methane | |
| RU2784052C1 (ru) | Способ очистки природного газа от примесей диоксида углерода и метанола | |
| DK3031510T3 (en) | A process for the recovery of carbon dioxide from an absorber with a reduced supply of stripping steam | |
| RU2787770C1 (ru) | Способ удаления метанола из раствора амина |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |