NO317894B1 - Fremgangsmate og apparatur for torking av naturgass - Google Patents
Fremgangsmate og apparatur for torking av naturgass Download PDFInfo
- Publication number
- NO317894B1 NO317894B1 NO20014592A NO20014592A NO317894B1 NO 317894 B1 NO317894 B1 NO 317894B1 NO 20014592 A NO20014592 A NO 20014592A NO 20014592 A NO20014592 A NO 20014592A NO 317894 B1 NO317894 B1 NO 317894B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- liquid
- natural gas
- contactor
- water
- absorbent
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 105
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 52
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 36
- 238000001035 drying Methods 0.000 title description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 81
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 72
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 63
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims abstract description 38
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims abstract description 38
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 31
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims abstract description 29
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims abstract description 23
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims abstract description 7
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 62
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 13
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 10
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 9
- 239000008240 homogeneous mixture Substances 0.000 claims description 9
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 7
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 6
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 3
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 claims description 2
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 claims 2
- 238000007664 blowing Methods 0.000 claims 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 9
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 5
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- YNQLUTRBYVCPMQ-UHFFFAOYSA-N Ethylbenzene Chemical compound CCC1=CC=CC=C1 YNQLUTRBYVCPMQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003125 aqueous solvent Substances 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 239000012024 dehydrating agents Substances 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 1
- 125000003827 glycol group Chemical group 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000003595 mist Substances 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 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
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 239000008096 xylene 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
- B01D53/26—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
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic 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
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S261/00—Gas and liquid contact apparatus
- Y10S261/54—Venturi scrubbers
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Drying Of Solid Materials (AREA)
- Coke Industry (AREA)
- Drying Of Gases (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte og apparatur for fjerning av vann fra naturgass samt anvendelse derav.
Naturgass som ekstrahert fra reservoarer inneholder vanndamp. Konsentrasjonen av vanndampen avhenger av temperaturen og trykket av gassen ved ekstraksjonspunktet. Under bearbeidingen av gassen, spesielt dersom den er behandlet for å fjerne sure gasskomponenter så som karbondioksyd, CO2 og hydrogensulfid, H2S, kan den komme i kontakt med vandige løsemidler. Dette betyr at gassen kan ta opp ytterligere vanndamp. Når gassen kommer i kontakt med et vandig løsemiddel, vil den bli mettet med vanndamp ved den aktuelle temperaturen og det aktuelle trykket. Før gassen transporteres fra produksjons-anlegget, må vanndampkonsentrasjonen i gassen være redusert til svært lave nivåer. En typisk spesifikasjon kan være 0,2 volumdeler pr. million (ppm volum/ volum) vann i gassen. Dette er godt under de konsentrasjonene som vanligvis vil være i gassen når den er ekstrahert og godt under verdien etter bearbeiding for å fjerne C02 og/eller H2S. Gassen må derfor tørkes før den kan komprimeres for utføring.
I dag anvendes prosessene generelt for å tørke en gass. Disse er basert på hhv. absorpsjon eller adsorpsjon. Ved adsorpsjonen bringes gassen i kontakt med et porøst fast materiale. Vanndampen adsorberes på overflaten av det faste stoffet. Adsorbenten er vanligvis et kiselholdig materiale, typisk en blanding av aluminium og silikaoksyder kjent som molekylsikter. Ved absorpsjon bringes gassen i kontakt med en kjemisk reagens som fjerner vannet. Foreliggende søknad angår absorpsjonstørke/dehydreringsprosesser.
I konvensjonelle tørkeprosesser bringes alkoholer, vanligvis glykolene, monoetylenglykol, MEG, eller trietylenglykol, TEG, i kontakt med gass i et mot-strømstårn. Gassen mettes normalt med vanndamp ved inngangsbetingelsene, temperatur og trykk. Metningskonsentrasjonen øker med økende temperatur og minskende trykk. I et typisk sett av betingelser, 80°C og 70B (7 x 10<6> Pa) trykk, er metningskonsentrasjonen 8 x 10"<3> kg/mmscm gass. Konsentrasjonen av vann i gassen ved utgangen vil variere noe med betingelser på rørledningsspesifikasjo-ner, men er typisk i størrelsesorden 6,4 x 10"5 kg/mmscm gass. Dette tilsvarer et vann-lavpunkt ved 70Bg på -7°C, godt under hydratdannelsespunktet.
For å bedømme absorpsjonsvirkningen mellom disse lave konsentrasjonene, kreves de termodynamiske likevektsdata - konsentrasjon av vann i gassen, y<*>, og konsentrasjon av vann i fluidfasen, x-. Bemerk:
dvs. at funksjonen fer avhengig av trykket. De relevante data viser at separasjo-nen kan oppnås i ett teoretisk trinn, dvs. dersom likevekt ble oppnådd i kontakt-(blande-) prosessen, så skulle én kontakt mellom gassen og væsken gi det som kreves for å fjerne vann fra gassen.
I konvensjonelle motstrøms tårnenheter spesifiseres imidlertid vanligvis 4 aktuelle trinn. Trinneffektiviteter som er mer enn 50% oppnås ganske enkelt ikke.
Det er derfor et formål med oppfinnelsen å tilveiebringe en fremgangsmåte og apparatur som gjør at vanndamp kan fjernes fra en naturgass med større effektivitet.
I henhold til oppfinnelsen tilveiebringes det en fremgangsmåte for å fjerne vann fra naturgass og som omfatter å bringe naturgassen i kontakt med en væske inkludert en absorbent for vannet; underkaste naturgassen og væsken turbulente blandebetingelser, noe som gjør at vannet absorberes av absorbenten; og separere en naturgassfase med redusert vanninnhold og en fluidfase inkludert absorbenten og absorbert vann; og hvor blandingen gjennomføres i en turbulent kontaktor 11 bestående av en beholder 101 som har en gassinngang 15, en væskeinngang 16, en utgang 104 som fører til en venturipassasje 105 og et rør 106 som strekker seg fra utgangen og tilbake oppstrøms, idet røret er perforert og/eller er anbrakt i en avstand fra periferien til utgangen.
Oppfinnelsen omfatter også apparatet for gjennomføring av denne frem-gangsmåten. Apparat for å fjerne vann fra naturgass, hvor naturgassen bringes i kontakt med en væske inkludert en absorbent for vannet, hvor dette omfatter en turbulent kontaktor 11 hvor naturgassen og væsken underkastes turbulente blandebetingelser hvorved vannet absorberes av absorbenten; og en separator 12 for skilling av en naturgassfase med redusert vanninnhold og en væskefase omfattende absorbenten og absorbert vann; og hvor den turbulente kontaktoren bestående av en beholder 101 omfatteren gassinngang 15, en væskeinngang 16, en utgang 104 som fører til en venturipassasje 105 og et rør 106 som går fra utgangen og tilbake oppstrøms, idet røret er perforert og/eller er anbrakt i avstand fra periferien til utgangen.
Videre omfatter oppfinnelsen Anvendelse av én eller flere turbulente kontaktorer for å absorbere vann fra en naturgass-strøm, hvor gass-strømmen bringes i kontakt med en væske omfattende en absorbent for vann, idet minst én av de turbulente kontaktorene omfatter en gassinngang, en væskeinngang, en utgang som fører til en venturipassasje og et rør som går fra utgangen og tilbake oppstrøms.
Den turbulente blandingen er svært intens, og resulterer i særdeles effektiv gass/væske-kontakt. Blanderegimet er fortrinnsvis turbulent skjærsjiktblanding. Væsken som gassen inneholder kan være i form av små dråper for gasskontinu-erlig fluidfasefordeling. Den effektive blandingen betyr at absorpsjon kan finne sted svært hurtig og i et relativt lite totalt absorbentvolum sammenlignet med det som kreves i konvensjonelle absorpsjonskolonner. Blandesystemet som anvendes er enkelt og rimelig sammenlignet med systemer ifølge tidligere teknikk, hvilket fører til reduserte kostnader. Endelig kan det oppnås en effekt på ca. 100% for fjerning av vann for enkelte formål.
Fordelene med en slik blander i forhold til konvensjonelle motstrømsdehy-dreringstårn er en reduksjon i utstyrets størrelse og vekt.
Fortrinnsvis gjennomføres metoden som en kontinuerlig prosess med naturgassen og væsken strømmende medstrøms. Medstrøms-strømningen redu-serer problemene forbundet med skumming og overfylling, ettersom absorpsjon kan fortsette nedstrøms for kontaktoren.
Én egnet kontaktor er en blander som leveres av Framo Engineering A/S, og som er beskrevet i EP-B-379319.
Fortrinnsvis er røret lokalisert i en beholder, idet beholderen inkluderer gassinngangen, væskeinngangen og -utgangen. I ett mulig regime leveres naturgassen til røret, eventuelt direkte, og væsken leveres til beholderen, og således trekker naturgassstrømmen væsken inn i venturien og de to fasene blandes. I et annet regime leveres naturgassen til beholderen og væsken leveres til røret, eventuelt direkte, hvorved naturgassen trekkes inn i venturien av væsken og de to fasene blandes. I et tredje regime leveres væsken og naturgassen til beholderen, idet væsken leveres til et nivå over utgangens nivå, hvorved naturgassen presses gjennom utgangen via røret, og derved trekker væsken inn i venturien slik at de to fasene blandes.
Fortrinnsvis dannes naturgassen og væsken til en homogen blanding i kontaktoren, idet de homogene blandingene eventuelt avkjøles før skilling i en gassfase og en flytende fase. Fortrinnsvis skilles den homogene blandingen i en gassfase og en flytende fase i en hydrosyklon. Fortrinnsvis underkastes absorbenten i den flytende fasen en regenereringsbehandling for å fjerne det absorberte vannet. Fortrinnsvis resirkuleres den regenererte absorbentholdige væskefasen til kontaktoren. Fortrinnsvis gjennomføres regenereringen ved oppvarming og/eller ved at vannet flashes av. Dersom absorbenten er en glykol, kan regenerering gjennom-føres ved oppvarming av løsningen til ca. 200°C og føring av dampene til etfrak-sjoneringstårn. Fortrinnsvis tilveiebringes avkjøling etter blandingen og den regenerative oppvarmingen, i det minste delvis ved gjensidig varmeveksling.
Delvis gjenvinning av glykolen kan oppnås ved å flashe av vanndampen ved å redusere det anvendte trykket på væsken etter gassdehydreringen. Der hvor dette anvendes, så kan en tilsvarende turbulent blander eventuelt anvendes for denne oppgaven. Denne flashingsoperasjonen vil bare gi en delvis glykolrege-nerering. For å få de svært lave nivåene av vanninnhold i glykolløsningene som er nødvendig for gassdehydrering, er det nødvendig med opparming av løsemiddel-fasen.
I henhold til et mer spesifikt aspekt av oppfinnelsen tilveiebringes det en metode for å fjerne vann fra en naturgass og som omfatter tilførsel av naturgassen til en turbulent kontaktor; tilførsel til kontaktoren av en væske inkludert en absorbent for vannet; underkasting av naturgassen og væsken turbulent blanding i kontaktoren for å danne en homogen blanding; idet vannet tillates å bli absorbert av absorbenten; separering av den homogene blanding i en gassfase og en væskefase i en hydrosyklon (eller enhver annen gass/væske-separator); fjerning av gassfasen; underkasting av løsemidlet i den flytende fasen for en regenereringsbehandling for å fjerne det absorberte vannet; og resirkulering av den regenererte absorbentholdige væskefasen til kontaktoren.
En andel av løsemidlet kan etter ekstrahering resirkuleres i retning av kontaktoren.
Fortrinnsvis inkluderer absorbenten en glykol eller en annen væske som er blandbar med vann. Fortrinnsvis er glykolen etylenglykol, dietylenglykol, trietylenglykol eller en blanding av hvilke som helst av disse. Den valgte absorbenten kan også være ikke-blandbar med vann, og i så fall må en anordning for separering av vannet fra absorbenten anordnes nedstrøms for gass/væske-separatoren.
Dietylenglykol (DEG) og monoetylenglykol (MEG) er typisk løsemidler for dehydrering. Trietylenglykol (TEG) er for tiden det mest anvendte løsemidlet ettersom det har høyere nedbrytingstemperatur og kan regenereres til en høyere svak konsentrasjon uten modifisering av en standard koker. Det har i den siste tiden
vært en trend i retning av reduksjon i emisjoner av BTEX (benzen, toluen, etylben-zen, xylen), noe som i enkelte tilfeller favoriserer anvendelse av MEG på grunn av
den mye lavere løseligheten av BTEX i dette løsemidlet. Den uheldige følgen av dette er imidlertid mye høyere glykoltap. Foreliggende oppfinnelse forestiller seg anvendelse av ethvert dehydreringsmiddel. Den korte oppholdstiden i det fore-trukne kontaktorsystemet (sammenlignet med en motstrøms absorpsjonskolonne) vil imidlertid nødvendigvis resultere i mindre ko-absorpsjon av BTEX-komponenter i et gitt glykolsystem.
Fortrinnsvis underkastes naturgassen og væsken to eller flere blandetrinn. Ytterligere blandetrinn kan gjennomføres før og/eller etter det turbulente blandetrinnet. Ett eller flere (eller faktisk alle) de ytterligere blandetnnnene kan selv være turbulente blandetrinn. De kan gjennomføres under anvendelse av en lignende turbulent kontaktor, eller en annen turbulent kontaktor, så som en ejektor, en strålepumpe eller en blander som beskrevet i WO 95/02448. Fortrinnsvis er det to eller flere turbulente blandetrinn.
Når en andre turbulent blanding tas i bruk, gjennomføres den fortrinnsvis i en turbulent kontaktor omfattende minst én fluidinngang, en utgang som fører til en venturipassasje, og et rør som går fra utgangen og tilbake inn i kontaktoren. Fortrinnsvis har den andre kontaktoren en gassinngang og en væskeinngang. Røret kan, men behøver ikke være perforert, og åpningen mellom røret og utgangen kan varieres. Fortrinnsvis lokaliseres den andre turbulente kontaktoren i en rørledning som går fra venturidelen av den første kontaktoren. Den andre turbulente kontaktoren kan også ha en separat væskeinngang for tilsetningen av frisk absorbent.
Oppfinnelsen omfatter også apparatur for gjennomføring av en slik fremgangsmåte, omfattende: en turbulent kontaktor 11 med en væskeinngang, en gassinngang og en fluidutgang; en eventuell kjøleinnretning forfluidstrømmen fra fluidutgangen; en hydrosyklon anordnet for å skille fluidstrømmen i en gassfase og en væskestrømm; en regenerator som er anordnet for å behandle den separerte væskestrømmen; og en resirkuleringsrørledning anordnet for å transportere den regenererte væskestrømmen til kontaktoren.
Apparaturen kan omfatte en resirkuleringsrørledning for væskestrømmen fra separatoren til kontaktoren, idet den ledes utenom regeneratoren. Det kan også være en ytterligere separator, f.eks. i form av en flashtank, i resirkulerings-rørledningen for å tillate at absorbert vann frigjøres fra væsken.
Apparaturen kan omfatte en pumpe anordnet for å levere væske til væskeinngangen av kontaktoren. Fortrinnsvis er regeneratoren en oppvarmings- og/eller enflashtank..
Oppfinnelsen er ment å omfatte anvendelsen av en turbulent kontaktor for å fjerne vann fra naturgass ved å danne en homogen blanding av gassblandingen med en absorbent for vannet i kontaktoren, noe som gjør at vannet absorberes av absorbenten, og påfølgende adskilling av en gassfase og en væskefase, idet væskefasen derved inneholder vannet.
Oppfinnelsen kan i praksis gjennomføres på forskjellige måter, og enkelte utførelser vil bli beskrevet i form av eksempel for å illustrere oppfinnelsen med henvisning til de medfølgende tegningene, hvor: Fig. 1 er et flytdiagram for en prosess i henhold til oppfinnelsen;
fig. 2 er et snitt av kontaktdelen i apparatet; og
fig. 3 er et snitt av glykolseparasjons- og regenereringsseksjonene.
Fig. 1 viser en prosess for fjerning av vann fra en gass-strøm i henhold til oppfinnelsen. Prosessen omfatter et turbulent kontaktortrinn 11, en gass/væske-separator 12, en trykkavlaster 13 og et glykolregenereringstrinn 14. Vannbærende naturgass tilføres kontaktoren ved 15 og en trietylenglykol (TEG) -absorbent ved 16.1 kontaktoren 11 absorberer TEG vannet fra naturgassen, og en homogen gass/væske-blanding går ut av kontaktoren ved 17.
Blandingen transporteres via rørledning 18 til separatoren 12 hvor gass- og væskefasene skilles. En vannfri gassfase går ut av separatoren 12 ved 19 og en væskefase, omfattende TEG og absorbert vann fjernes ved 21.
Denne væskefasen transporteres via en rørledning 22 til en trykkavlaster 13 hvor vanndamp flashes av og fjernes via en vanndamputgang 23. TEG med det resterende vannet transporteres via en rørledning 24 til glykolregenererings-trinnet 14, fra hvilket glykol fjernes via en glykolutgang 25 og vann fjernes via en vannutgang 26. Den regenererte glykolen kan resirkulerse til glykolinngangen 16 til kontaktortrinnet 11.
Kontaktortrinnet 11 er vist mer detaljert på fig. 2. Dette trinnet 11 omfatter to trinn. Den turbulente kontaktoren 100 som danner det første trinnet, omfatter en beholder 101 med naturgassinngangen 15, glykolinngangen 16 og en utgang 104 som fører til en venturipassasje 105. Der er et rør 106 (som kan, men behøver ikke være perforert) som går fra utgangen 104 og tilbake inn i beholderen 101.
Glykolen og naturgassen leveres til beholderen 101, idet glykolen leveres til et nivå over nivået for utgangen 104, hvorved gassen presses ut gjennom utgangen 104 via røret 106, og derved trekkes glykolen inn i venturien slik at de to fasene blandes.
Den homogene gass/væske-blandingen fra den første turbulente kontaktoren 100 transporteres til en andre turbulent kontaktor 110. Blandingen kommer således inn i en ringformet strømningsgenerator 150 fra et rørpasstykke 151, eller direkte fra diffusoren til venturien 105. Ettersom gass/væske-blandingen strøm-mer gjennom den ekspanderende utgangsdelen av strømningsgeneratoren 150 med ringformig strømning, etableres en flytende film ved veggen for å danne en ringformig gass/væske-strømning i hovedsak med gassen i rørledningskjernen og væsken ved rørledningsveggen. Den flytende filmen vil holdes vedlike i ringrom-mene mellom hhv. indre og ytre rørledninger 152 og 153.
Betingelsene ved utgangen 154 av den indre rørledningen 152 ligner betingelsene ved utgangen 104 fra den første turbulente kontaktoren. Det er klart at i prinsippet kan hvor mange trinn som helst legges til systemet, selv om det bør tas hensyn til f.eks. trykkfall.
Som vist på fig. 2, transporteres blandingen som går ut av den andre kontaktoren 110 ved utgangen 17 til en hydrosyklon-gass/væske-separator 12 via en tangential inngang 31 (se fig. 3). De to fasene som er til stede skilles på vanlig måte. Gassfasen, omfattende dehydrert naturgass, går oppover via et senterrør 32 og to tåkefjerningstrinn 33,34, og går ut gjennom gassutgangen 19. Den flytende fasen, omfattende glykol og absorbert vann, går nedover via en konisk opp-samlingsinnretning 35 og går ut gjennom væskeutgangen 21. Akkumulert væske kan dreneres fra rørene ved 37 ved nivået for bærerringen for senterrøret 32.
Væsken transporteres til en trykkavlaster 13, hvor noe av det absorberte vannet flashes av og går ut via vanndamputgangen 23. Glykolen og det som måtte være igjen av absorbert vann pumpes til glykolregeneratoren 14 via rørled-ning 24. Her skilles det gjenværende absorberte vannet fra glykolen. Vannet fjernes via utgangen 25, og dehydrert glykol fjernes via glykolutgangen 26. Denne regenererte glykolen resirkuleres deretter til glykolinngangen 16 til kontaktortrinnet 11, via en resirkuleringsrørledning 36.
Claims (30)
1. Fremgangsmåte for fjerning av vann fra naturgass,
karakterisert ved at den omfatter å bringe naturgassen i kontakt med en væske inkludert en absorbent for vannet; underkaste naturgassen og væsken turbulente blandebetingelser, noe som gjør at vannet absorberes av absorbenten; og separere en naturgassfase med redusert vanninnhold og en flytende fase inkludert absorbenten og absorbert vann; og hvor blandingen gjennomføres i en turbulent kontaktor 11 bestående av en beholder 101 som har en gassinngang 15, en væskeinngang 16, en utgang 104 som fører til en venturipassasje 105 og et rør 106 som går fra utgangen og tilbake oppstrøms, idet røret er perforert og/eller er anbrakt i en avstand fra periferien til utgangen.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at naturgassen leveres til røret 106 og væsken leveres til beholderen 101, og således trekker naturgassstrømmen væsken inn i venturien 105 og de to fasene blandes.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at naturgassen leveres til beholderen 101 og væsken leveres til røret 106, hvorved naturgassen trekkes inn i venturien 105 ved hjelp av væsken og de to fasene blandes.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at væsken og naturgassen leveres til beholderen 101, idet væsken leveres til et nivå over nivået for utgangen 104, hvorved naturgassen presses ut gjennom utgangen 104 via røret 106, og således trekker væsken inn i venturien 105 slik at de to fasene blandes.
5. Fremgangsmåte ifølge hvilke som helst av de foregående krav, karakterisert ved at den gjennomføres som en kontinuerlig prosess med naturgassen og væsken strømmende medstrøms.
6. Fremgangsmåte ifølge hvilke som helst av de foregående krav, karakterisert ved at naturgassen og væsken dannes til en homogen blanding i kontaktoren 11, idet den homogene blandingen eventuelt avkjøles før den skilles i en gassfase og en væskefase.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6,
karakterisert ved at den homogene blandingen skilles i en gassfase og en væskefase i en hydrosyklon.
8. Fremgangsmåte ifølge hvilke som helst av de foregående krav, karakterisert ved at absorbenten i den flytende fasen underkastes en regenereringsbehandling for å fjerne det absorberte vannet.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 8,
karakterisert ved at den regenererte absorbentholdige væskefasen resirkuleres til kontaktoren 11.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 9,
karakterisert ved at regenereringen gjennomføres ved oppvarming og/eller ved å flåsne av det absorberte vannet.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 10,
karakterisert ved at avkjøling etter blandingen og den regenerative oppvarmingen oppnås minst delvis ved gjensidig varmeveksling.
12. Fremgangsmåte ifølge hvilke som helst av de foregående krav, karakterisert ved at absorbenten er blandbar med vann.
13. Fremgangsmåte ifølge hvilke som helst av kravene 1 til 11, karakterisert ved at absorbenten ikke er blandbar med vann.
14. Fremgangsmåte ifølge hvilke som helst av kravene 1 til 11, karakterisert ved at absorbenten omfatter en glykol.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 14,
karakterisert ved at absorbenten er monoetylenglykol, dietylenglykol, trietylenglykol eller en blanding av hvilke som helst av disse.
16. Fremgangsmåte ifølge hvilke som helst av de foregående krav, karakterisert ved at naturgassen og væsken underkastes to eller flere blandetrinn.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 16,
karakterisert ved at et ytterligere blandetrinn gjennomføres før det turbulente blandetrinnet.
18. Fremgangsmåte ifølge krav 16 eller krav 17,
karakterisert ved at et ytterligere blandetrinn gjennomføres etter det turbulente blandetrinnet.
19. Fremgangsmåte ifølge krav 17 eller krav 18,
karakterisert ved at ett eller flere ytterligere blandetrinn er turbulente blandetrinn.
20. Fremgangsmåte ifølge krav 19,
karakterisert ved at det andre blandetrinnet gjennomføres i en andre kontaktor, lokalisert i et rør som går fra venturipassasjen for den første kontaktoren.
21. Fremgangsmåte ifølge krav 20,
karakterisert ved at fluidblandingen skilles i en gassfase og en væskefase mellom de to kontaktorene, idet faseseparasjonen fortrinnsvis finner sted i en strømningsgenerator med ringformig strømning.
22. Fremgangsmåte ifølge hvilke som helst av kravene 16 til 21, karakterisert ved at friskt flytende løsemiddel settes til den andre kontaktoren.
23. Apparat for å fjerne vann fra naturgass, hvor naturgassen bringes i kontakt med en væske inkludert en absorbent for vannet,
karakterisert ved at det omfatter en turbulent kontaktor 11 hvor naturgassen og væsken underkastes turbulente blandebetingelser hvorved vannet absorberes av absorbenten; og en separator 12 for skilling av en naturgassfase med redusert vanninnhold og en væskefase omfattende absorbenten og absorbert vann; og hvor den turbulente kontaktoren bestående av en beholder 101 omfatteren gassinngang 15, en væskeinngang 16, en utgang 104 som fører til en venturipassasje 105 og et rør 106 som går fra utgangen og tilbake oppstrøms, idet røret er perforert og/eller er anbrakt i avstand fra periferien til utgangen.
24. Apparat ifølge krav 23,
karakterisert ved at separatoren 12 omfatter en hydrosyklon.
25. Apparat ifølge krav 23 eller 24,
karakterisert ved at separatoren omfatter en absorbentregenerator.
26. Apparat ifølge hvilke som helst av kravene 23 til 25,
karakterisert ved at kontaktoren 11 omfatter to eller flere kontaktortrinn.
27. Apparat ifølge krav 26,
karakterisert ved at den andre turbulente kontaktoren er lokalisert i en rørledning som går fra venturidelen av den første kontaktoren 101.
28. Anvendelse av én etler flere turbulente kontaktorer 11 for å absorbere vann fra en naturgass-strøm, hvor gass-strømmen bringes i kontakt med en væske omfattende en absorbent for vann og utsettes for turbulente blandebetingelser, idet minst én av de turbulente kontaktorene bestående av en beholder 101, omfattende en gassinngang 15, en væskeinngang 16, en utgang 104 som fører til en venturipassasje 105 og et rør 106 som går fra utgangen og tilbake oppstrøms.
29. Anvendelse ifølge krav 28, hvor den andre turbulente kontaktoren er lokalisert i en rørledning som går fra venturidelen av den første kontaktoren.
30. Anvendelse ifølge krav 28 eller krav 29, hvor en gassfase og en væskefase separeres etter at de kommer ut fra en første turbulent kontaktor før de går inn i en andre turbulent kontaktor, idet faseseparasjonen fortrinnsvis finner sted i en strømningsgenerator med ringformig strømnig.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GBGB9906717.5A GB9906717D0 (en) | 1999-03-23 | 1999-03-23 | Method and apparatus for drying of natural gas |
| PCT/GB2000/001070 WO2000056844A1 (en) | 1999-03-23 | 2000-03-21 | Method and apparatus for the drying of natural gas |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20014592D0 NO20014592D0 (no) | 2001-09-21 |
| NO20014592L NO20014592L (no) | 2001-10-30 |
| NO317894B1 true NO317894B1 (no) | 2004-12-27 |
Family
ID=10850232
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20014592A NO317894B1 (no) | 1999-03-23 | 2001-09-21 | Fremgangsmate og apparatur for torking av naturgass |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6699308B1 (no) |
| EP (1) | EP1173531B1 (no) |
| AT (1) | ATE240380T1 (no) |
| AU (1) | AU772767B2 (no) |
| CA (1) | CA2365124C (no) |
| DE (1) | DE60002710T2 (no) |
| DK (1) | DK1173531T3 (no) |
| ES (1) | ES2199792T3 (no) |
| GB (1) | GB9906717D0 (no) |
| NO (1) | NO317894B1 (no) |
| PT (1) | PT1173531E (no) |
| WO (1) | WO2000056844A1 (no) |
Families Citing this family (29)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2383276B (en) * | 2001-12-21 | 2005-06-08 | Statoil Asa | Acid gas removal |
| NO20031458D0 (no) * | 2003-03-28 | 2003-03-28 | Minox Technology As | Anlegg for gasstörking |
| GB0325769D0 (en) | 2003-11-05 | 2003-12-10 | Johnson Matthey Plc | Removal of mercury compounds from glycol |
| ES2793304T3 (es) * | 2005-07-08 | 2020-11-13 | Seaone Holdings Llc | Método de transporte y almacenamiento a granel de gas en un medio líquido |
| US7150773B1 (en) | 2006-04-10 | 2006-12-19 | Duke Bobby G | Liquid extractor |
| AU2008356150A1 (en) * | 2007-05-15 | 2010-06-24 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and device for removing contaminants from a contaminated gas stream |
| US10780955B2 (en) * | 2008-06-20 | 2020-09-22 | Seaone Holdings, Llc | Comprehensive system for the storage and transportation of natural gas in a light hydrocarbon liquid medium |
| DE102009041104A1 (de) * | 2009-09-14 | 2011-04-14 | Uhde Gmbh | Verfahren zum Trocknen von Erdgas durch gemeinsame Kühlung von Lösungsmittel und Erdgas |
| US8858679B2 (en) | 2010-06-01 | 2014-10-14 | Shell Oil Company | Separation of industrial gases |
| CN102985165A (zh) | 2010-06-01 | 2013-03-20 | 国际壳牌研究有限公司 | 低排放发电厂 |
| WO2011153148A1 (en) | 2010-06-01 | 2011-12-08 | Shell Oil Company | Separation of oxygen containing gases |
| WO2011153146A1 (en) | 2010-06-01 | 2011-12-08 | Shell Oil Company | Separation of gases produced by combustion |
| US8491712B2 (en) | 2010-09-13 | 2013-07-23 | General Electric Company | Dehydration systems and methods for removing water from a gas |
| US8899557B2 (en) | 2011-03-16 | 2014-12-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | In-line device for gas-liquid contacting, and gas processing facility employing co-current contactors |
| MX368367B (es) | 2013-01-25 | 2019-09-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Contacto de una corriente de gas con una corriente de liquido. |
| AR096078A1 (es) | 2013-05-09 | 2015-12-02 | Exxonmobil Upstream Res Co | Separación de impurezas de una corriente de gas usando un sistema de contacto en equicorriente orientado verticalmente |
| AR096132A1 (es) | 2013-05-09 | 2015-12-09 | Exxonmobil Upstream Res Co | Separar dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno de un flujo de gas natural con sistemas de co-corriente en contacto |
| US9463424B2 (en) | 2014-07-09 | 2016-10-11 | Onesubsea Ip Uk Limited | Actuatable flow conditioning apparatus |
| CN106659961B (zh) | 2014-07-25 | 2021-07-20 | 安宾特营养食品有限责任公司 | 用于表面电荷改变的方法 |
| AU2015375479B2 (en) | 2015-01-09 | 2018-12-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Separating impurities from a fluid steam using multiple co-current contactors |
| EP3259045A1 (en) | 2015-02-17 | 2017-12-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Inner surface features for co-current contactors |
| KR101992109B1 (ko) | 2015-03-13 | 2019-06-25 | 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 | 병류 접촉기용 코어레서 |
| CN106733806A (zh) * | 2016-11-23 | 2017-05-31 | 无锡艾科瑞思产品设计与研究有限公司 | 一种排气管道改进的洗板机 |
| AU2018283902B9 (en) | 2017-06-15 | 2021-08-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fractionation system using bundler compact co-current contacting systems |
| AU2018286407B2 (en) | 2017-06-15 | 2021-07-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fractionation system using compact co-current contacting systems |
| US10876052B2 (en) | 2017-06-20 | 2020-12-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Compact contacting systems and methods for scavenging sulfur-containing compounds |
| EP3672711B1 (en) | 2017-08-21 | 2021-09-22 | ExxonMobil Upstream Research Company | Integration of cold solvent and acid gas removal |
| CN111059473B (zh) * | 2019-12-27 | 2021-09-03 | 北京中海沃邦能源投资有限公司 | 天然气集输管网内积液的排出方法 |
| CN113278456B (zh) * | 2021-06-25 | 2022-01-28 | 西南石油大学 | 一种增压脱水站用三甘醇再生装置 |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2887390A (en) * | 1953-07-13 | 1959-05-19 | Univ Minnesota | Method and apparatus for spray drying |
| CH498647A (de) * | 1968-02-03 | 1970-11-15 | Metallgesellschaft Ag | Vorrichtung zur Behandlung gasförmiger Medien |
| US4023938A (en) * | 1973-10-17 | 1977-05-17 | Bayer Aktiengesellschaft | Process for dehydrating gas with sulfuric acid |
| US4279628A (en) | 1979-12-31 | 1981-07-21 | Energy Synergistics, Inc. | Apparatus for drying a natural gas stream |
| GB8900841D0 (en) * | 1989-01-16 | 1989-03-08 | Framo Dev Ltd | Homogenization of a multi-phase fluid |
| GB8910372D0 (en) * | 1989-05-05 | 1989-06-21 | Framo Dev Ltd | Multiphase process mixing and measuring system |
| NO177874C (no) * | 1993-07-14 | 1996-10-30 | Sinvent As | Anordning for blanding av komponentene i en fluidströmning, og anvendelse av anordningen i et måleapparat for masseström |
| GB2301048B (en) * | 1995-05-26 | 1998-05-06 | Kcc Process Equipment Ltd | Gas dehydration process |
| AU9087698A (en) * | 1997-09-15 | 1999-04-05 | Den Norske Stats Oljeselskap A.S. | Separation of acid gases from gas mixtures |
| AU750865B2 (en) * | 1997-09-15 | 2002-08-01 | Propure As | Fluid separation system |
| EP1021235A1 (en) * | 1997-09-15 | 2000-07-26 | Den Norske Stats Oljeselskap A.S. | Separation of acid gas from natural gas |
-
1999
- 1999-03-23 GB GBGB9906717.5A patent/GB9906717D0/en not_active Ceased
-
2000
- 2000-03-21 AU AU33115/00A patent/AU772767B2/en not_active Expired
- 2000-03-21 US US09/937,241 patent/US6699308B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-03-21 WO PCT/GB2000/001070 patent/WO2000056844A1/en active IP Right Grant
- 2000-03-21 CA CA2365124A patent/CA2365124C/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-03-21 PT PT00911122T patent/PT1173531E/pt unknown
- 2000-03-21 EP EP00911122A patent/EP1173531B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-03-21 ES ES00911122T patent/ES2199792T3/es not_active Expired - Lifetime
- 2000-03-21 DK DK00911122T patent/DK1173531T3/da active
- 2000-03-21 DE DE60002710T patent/DE60002710T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2000-03-21 AT AT00911122T patent/ATE240380T1/de not_active IP Right Cessation
-
2001
- 2001-09-21 NO NO20014592A patent/NO317894B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP1173531A1 (en) | 2002-01-23 |
| WO2000056844A1 (en) | 2000-09-28 |
| ES2199792T3 (es) | 2004-03-01 |
| NO20014592D0 (no) | 2001-09-21 |
| ATE240380T1 (de) | 2003-05-15 |
| PT1173531E (pt) | 2003-09-30 |
| US6699308B1 (en) | 2004-03-02 |
| NO20014592L (no) | 2001-10-30 |
| GB9906717D0 (en) | 1999-05-19 |
| AU772767B2 (en) | 2004-05-06 |
| CA2365124C (en) | 2010-09-07 |
| CA2365124A1 (en) | 2000-09-28 |
| DE60002710D1 (de) | 2003-06-18 |
| DE60002710T2 (de) | 2004-03-18 |
| DK1173531T3 (da) | 2003-08-25 |
| AU3311500A (en) | 2000-10-09 |
| EP1173531B1 (en) | 2003-05-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO317894B1 (no) | Fremgangsmate og apparatur for torking av naturgass | |
| US6183540B1 (en) | Method and apparatus for removing aromatic hydrocarbons from a gas stream prior to an amine-based gas sweetening process | |
| CA2742533C (en) | Reabsorber for ammonia stripper offgas | |
| US4853012A (en) | Process and device for deacidification of a gas containing H2 S and/or CO2 and mercaptans | |
| KR102294308B1 (ko) | 가열된 액체 흡수제로부터 이산화탄소의 사이클론 분리 및 회수 | |
| USRE39944E1 (en) | Desiccant regenerator system | |
| DK2903719T3 (en) | Method and apparatus for extracting a gas from a gas mixture using a venturi ejector | |
| EA009563B1 (ru) | Удаление загрязнителей из природного газа с помощью охлаждения | |
| JPH07507235A (ja) | 水から有機化合物を除去する方法 | |
| JP5655245B2 (ja) | ガス精製中に得られるアミン含有スクラビング溶液を再生する方法およびシステム | |
| EP1021237A1 (en) | Fluid separation system | |
| CN101678259A (zh) | 用于从污染气体物流中脱除污染物的方法 | |
| CN106422667B (zh) | 从气体中一步脱除酸性组分和水的方法 | |
| WO1994026393A1 (en) | Controlling emissions from glycol dehydrators | |
| JPH0848984A (ja) | 高濃度の酸性ガスの製造のためにガスを脱酸する方法 | |
| RU2536511C2 (ru) | Способ и установка для удаления воды из природного газа или промышленных газов с использованием физических растворителей | |
| CN111659147B (zh) | 回收低温甲醇洗工艺中co2的方法以及回收系统 | |
| US6974542B2 (en) | Method and apparatus for removing foaming contaminants from hydrocarbon processing solvents | |
| KR20200002222A (ko) | 바이오가스 고질화 시스템 | |
| EP3511310B1 (en) | Device and method for increasing the content of methane in a current of biogas by means of a low-pressure airlift system | |
| RU2536513C2 (ru) | Способ осушки природного газа путем совместного охлаждения растворителя и природного газа | |
| RU2658412C1 (ru) | Способ дегазации насыщенного аминового раствора и установка для его осуществления | |
| JP2005281016A (ja) | 超臨界あるいは液体の二酸化炭素を用いた洗浄装置あるいは乾燥装置等で用いられた二酸化炭素の再生回収装置 | |
| CN109200617B (zh) | 双氧水氧化尾气的处理方法 | |
| CN217459352U (zh) | 一种天然气脱蜡脱水装置 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MK1K | Patent expired |