NO318532B1 - Process for deacidification of a gas with a very high acid content - Google Patents
Process for deacidification of a gas with a very high acid content Download PDFInfo
- Publication number
- NO318532B1 NO318532B1 NO19985367A NO985367A NO318532B1 NO 318532 B1 NO318532 B1 NO 318532B1 NO 19985367 A NO19985367 A NO 19985367A NO 985367 A NO985367 A NO 985367A NO 318532 B1 NO318532 B1 NO 318532B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- gas
- contactor
- processed
- solvent
- line
- Prior art date
Links
- 239000002253 acid Substances 0.000 title claims description 60
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 31
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 173
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 49
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 23
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 20
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 20
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 16
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 15
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 12
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 8
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 8
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 8
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 8
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 65
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 37
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 10
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- 239000002798 polar solvent Substances 0.000 description 7
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 5
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 4
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 238000010587 phase diagram Methods 0.000 description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 2
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 1
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- RUOJZAUFBMNUDX-UHFFFAOYSA-N propylene carbonate Chemical compound CC1COC(=O)O1 RUOJZAUFBMNUDX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000011877 solvent mixture Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000012808 vapor phase 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
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/46—Removing components of defined structure
- B01D53/48—Sulfur compounds
- B01D53/52—Hydrogen sulfide
- B01D53/526—Mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—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
- B01D53/1425—Regeneration of liquid absorbents
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1456—Removing acid components
- B01D53/1462—Removing mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/38—Removing components of undefined structure
- B01D53/40—Acidic components
-
- 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
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/46—Removing components of defined structure
- B01D53/48—Sulfur compounds
- B01D53/52—Hydrogen sulfide
-
- 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
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/46—Removing components of defined structure
- B01D53/62—Carbon oxides
-
- 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
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører fremgangsmåte for behandling av en gass inneholdende minst én sur gass og minst ett hydrokarbon for å fjerne minst del av de sure gassene fra det nevnte fluid, samt anordning for prosessering av en gass omfattende minst én sur gass og minst et hydrokarkon, omfattende minst én tilførselsledning (1) for nevnte gass som skal prosesseres og minst én tilførselsledning (2) for et fysikalsk løsningsmiddel som er I stand til å oppsamle sure gasser og videre anvendelse av fremgangsmåten. The present invention relates to a method for treating a gas containing at least one acid gas and at least one hydrocarbon in order to remove at least part of the acid gases from the said fluid, as well as a device for processing a gas comprising at least one acid gas and at least one hydrocarbon, comprising at least one supply line (1) for said gas to be processed and at least one supply line (2) for a physical solvent capable of collecting acid gases and further application of the method.
Formålet med foreliggende oppfinnelse er å bearbeide en gass inneholdende minst ett hydrokarbon og minst én sur gass av høy konsentrasjon for å frigjøre den minst delvis fra den sure gassen som er omfattet deri. The purpose of the present invention is to process a gas containing at least one hydrocarbon and at least one acid gas of high concentration in order to free it at least partially from the acid gas contained therein.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er særlig velegnet til avsyring av en naturgass. The method according to the invention is particularly suitable for deacidifying a natural gas.
Franske patenter FR-2,605,241 og FR-2,636,857 beskriver raffinerings-prosesser med anvendelse av et avkjølt fysikalsk løsemiddel som gjør det mulig å gjennomføre de forskjellige stadier i bearbeiding av en gass, inkludert avsyring og fjerning av vann. French patents FR-2,605,241 and FR-2,636,857 describe refining processes using a cooled physical solvent which makes it possible to carry out the various stages of processing a gas, including deacidification and removal of water.
Disse prosessene har især den fordelen, sett i forhold til tidligere teknikker, at de gjør det mulig å anvende det samme polare løsemiddelet tii avvanning og avsyring av gassen, og gjør det mulig å regenerere løsemiddelet gjennom direkte kontakt, i et absorpsjonstårn eller en kontaktor, mellom løsemiddelet og gassen som skal bearbeides (patent FR-2,605,241), hvilket medfører betydelige gevinster med hensyn til kraftforbruk, investering og fasilitetsstørrelse. These processes have the particular advantage, compared to previous techniques, that they make it possible to use the same polar solvent for dewatering and deacidification of the gas, and make it possible to regenerate the solvent through direct contact, in an absorption tower or a contactor, between the solvent and the gas to be processed (patent FR-2,605,241), which leads to significant gains in terms of power consumption, investment and facility size.
For gasser som inneholder svært høye konsentrasjoner av sur gass, byr i imidlertid gjennomføringen av slike fremgangsmåter på ulemper. Gassen som skal bearbeides må avkjøles før den føres inn i absorpsjonstårnet for sur gass. Dette avkjølingsstadiet fører til kondensasjon av en svært stor mengde hydrokarboner og av sure gasser. Denne væskefasen må stabiliseres, hvilket fører tilfremstilling av stabiliseringsgass i store mengder, som så må rekomprimeres og resirkuleres. Nærværet av dette rekompresjonstrinnet skader dennen typen fremgangsmåte fordi det innebærer høye investerings- og driftskostnader. However, for gases containing very high concentrations of acid gas, the implementation of such methods presents disadvantages. The gas to be processed must be cooled before it is fed into the sour gas absorption tower. This cooling stage leads to the condensation of a very large amount of hydrocarbons and of acid gases. This liquid phase must be stabilized, which leads to the production of stabilization gas in large quantities, which must then be recompressed and recycled. The presence of this recompression step damages this type of method because it involves high investment and operating costs.
Foreliggende oppfinnelse overvinner ulempene på tidligere fagområde ved å foreslå en annen mulighet som anvender et absorpsjonstårn som drives med en temperaturgradient. Gassen som skal bearbeides føres for eksempel, uten forut-gående avkjølingstrinn, inn i tårnet, hvor et kaldt, polart fysikalsk løsemiddel sirkulerer motstrøms. The present invention overcomes the disadvantages of the prior art by proposing another possibility that uses an absorption tower operated with a temperature gradient. The gas to be processed is led, for example, without a prior cooling step, into the tower, where a cold, polar physical solvent circulates countercurrently.
Absorpsjon av sure gasser i tårnet hindrer, på fordelaktig vis, kondensering av disse sure gassene i en flytende hydrokarbonfase. Gassens hydrokarbon-duggpunkt ved absorpsjonstrykk synker faktisk kraftig når innholdet av sur gass avtar. Absorption of acid gases in the tower advantageously prevents condensation of these acid gases in a liquid hydrocarbon phase. The hydrocarbon dew point of the gas at absorption pressure actually drops sharply when the acid gas content decreases.
Figur 1 viser, i et diagram for temperatur (T) - trykk (P), to omhyllende kurver A og B som stemmer overens med gassen som skal bearbeides og med den bearbeidede gassen, og de samsvarende duggpunktene som bærerer referansebokstavene a og b. Figure 1 shows, in a temperature (T) - pressure (P) diagram, two enveloping curves A and B corresponding to the gas to be processed and to the processed gas, and the corresponding dew points bearing the reference letters a and b.
Linje C representerer termisk profil AT som eksisterer i absorpsjonståmet, idet punkt a' tilsvarer driftsbetingelsene for det første stadiet, og b' for det øvre stadiet. Line C represents the thermal profile AT existing in the absorption column, point a' corresponding to the operating conditions for the first stage, and b' for the upper stage.
Figur 1 lar fremkomme den termiske profilens omfang i absorpsjonståmet for et gitt beregnet eksempel. Utviklingen av den omhyllende kurven for gassen i dette tårnet gjør det mulig å forhindre dannelse av en flytende hydrokarbonfase; uansett hvilket stadium som vurderes, er temperaturen slik at gassen er svært langt fra hydrokarbonens duggpunkt deri. Figure 1 shows the extent of the thermal profile in the absorption column for a given calculated example. The development of the enveloping curve of the gas in this tower makes it possible to prevent the formation of a liquid hydrocarbon phase; whatever stage is considered, the temperature is such that the gas is very far from the dew point of the hydrocarbon therein.
I den etterfølgende beskrivelsen anvendes uttrykket "kontaktsone" eller uttrykket "kontaktor" vilkårlig for å referere til delen av anordningen hvor et fluid som skal bearbeides kontaktes med et løsemiddel som er selektivt for sure gasser. In the following description, the term "contact zone" or the term "contactor" is used arbitrarily to refer to the part of the device where a fluid to be processed is contacted with a solvent which is selective for acid gases.
På lignende vis tilsvarer uttrykket "rik oppløsningsfase" en oppløsningsfase som er anriket på sur gass, og "mager oppløsningsfase" tilsvarer en oppløsnings-fase som er utarmet på sur gass i løpet av prosessen. Similarly, the term "rich solution phase" corresponds to a solution phase which is enriched in acid gas, and "lean solution phase" corresponds to a solution phase which is depleted of acid gas during the process.
Foreliggende oppfinnelse omhandler en fremgangsmåte for å behandle et fluid, som for eksempel en gass inneholdende minst én sur gass og minst ett hydrokarbon, med det formål å frigjøre minst delvis nevnte fluid fra sure gasser. The present invention relates to a method for treating a fluid, such as a gas containing at least one acid gas and at least one hydrocarbon, with the aim of freeing at least partially said fluid from acid gases.
Den er kjennetegnet ved at den omfatter minst de følgende trinn: It is characterized by the fact that it includes at least the following steps:
- kontakt i motstrøm av nevnte gass som skal behandles med et fysikalsk løsningsmiddel som er selektivt overfor nevnte sure gasser i en kontaktor, og samtidig - dannelse av en temperaturgradient i nevnte kontaktor for å hindre kondensasjon av en væskeformig hydrokarbonfase og for å oppnå en prosessert gass forarmet på sure gasser og en løsningsmiddelfase anriket på sure gasser, idet nevnte gass som skal prosesseres innføres i kontaktoren ved en inngangstemperatur Tg som ligger mellom 10°C og 50°C og nevnte fysikalske løsningsmiddel innføres i nevnte kontaktor ved en inngangstemperatur Tm som ligger mellom -50°C og 0°C. Forskjellige trekk og utførelsesformer av oppfinnelsen fremgår av kravene 2-9. - countercurrent contact of said gas to be treated with a physical solvent which is selective towards said acid gases in a contactor, and simultaneously - formation of a temperature gradient in said contactor to prevent condensation of a liquid hydrocarbon phase and to obtain a processed gas depleted of acidic gases and a solvent phase enriched in acidic gases, said gas to be processed being introduced into the contactor at an inlet temperature Tg which is between 10°C and 50°C and said physical solvent being introduced into said contactor at an inlet temperature Tm which is between -50°C and 0°C. Various features and embodiments of the invention appear from claims 2-9.
Løsemiddelet er for eksempel et fysikalsk, polart løsemiddel. The solvent is, for example, a physical, polar solvent.
Blandingen av løsemiddel og vann føres for eksempel motstrøms i forhold til gassen som skal bearbeides, idet gassen som skal bearbeides tilføres ved en innledende temperatur Tg og løsemiddelblandingen ved en innledende temperatur Tm, og temperaturverdiene Tg og Tm velges med det formål å generere den nød-vendige gradient i kontaktoren, og Tg er høyere enn Tm. The mixture of solvent and water is, for example, fed countercurrently to the gas to be processed, the gas to be processed being supplied at an initial temperature Tg and the solvent mixture at an initial temperature Tm, and the temperature values Tg and Tm are chosen with the aim of generating the emergency reverse gradient in the contactor, and Tg is higher than Tm.
Minst en fraksjon av nevnte gass som skal bearbeides kan trekkes ut ved et temperaturnivå Ti, og nevnte gassfraksjon kan avkjøles ved hjelp av en varmeveksler med minst en fraksjon av den bearbeidede gassen, og sprøytes inn igjen ved et temperaturnivå under Ti. At least a fraction of said gas to be processed can be extracted at a temperature level Ti, and said gas fraction can be cooled using a heat exchanger with at least a fraction of the processed gas, and injected again at a temperature level below Ti.
Minst en fraksjon av den bearbeidede gassen frigjort fra det meste av de sure gassene anvendes for eksempel til å avkjøle gassen som skal bearbeides ved å sirkulere nevnte fraksjon motstrøms i forhold til nevnte gass som skal bearbeides. At least a fraction of the processed gas released from most of the acidic gases is used, for example, to cool the gas to be processed by circulating said fraction countercurrently in relation to said gas to be processed.
Temperaturforskjellen mellom toppen og bunnen av absorpsjonståmet kan variere, i absoluttverdi, mellom 5 og 150°C, fortrinnsvis mellom 30 og 100°C. The temperature difference between the top and the bottom of the absorption column can vary, in absolute value, between 5 and 150°C, preferably between 30 and 100°C.
Oppløsningsfasen anriket på sur gass kan regenereres ved hjelp av en enkel ekspansjon. The solution phase enriched in acid gas can be regenerated by means of a simple expansion.
Ifølge en annen utførelsesform regenereres oppløsningsfasen, anriket på sur gass, ved hjelp av en destillasjonsprosess ved et trykk som ligger under absorpsjonstrykket. According to another embodiment, the solution phase, enriched in acid gas, is regenerated by means of a distillation process at a pressure below the absorption pressure.
Oppløsningsfasen anriket på sur gass kan regenereres minst delvis ved å ekspandere den og ved å kontakte den med minst en fraksjon av regenerert opp-løsningsfase og ved å fremstille en gass med et styrt innhold av sur gass. The solution phase enriched in acid gas can be regenerated at least partially by expanding it and by contacting it with at least a fraction of regenerated solution phase and by producing a gas with a controlled content of acid gas.
Ifølge en annen utførelsesform er oppløsningsfasen, anriket i sur gass, minst delvis regenerert med anvendelse av en destillasjonsprosess med samtidig varmeveksling mellom nevnte oppløsningsfase, som gradvis varmes opp av opp-løsningsfasen, som et resultat av nevnte regenerasjon, som avkjøles ved å sirkulere motstrøms i forhold til oppløsningsfasen som regenereres. According to another embodiment, the solution phase, enriched in acid gas, is at least partially regenerated using a distillation process with simultaneous heat exchange between said solution phase, which is gradually heated by the solution phase, as a result of said regeneration, which is cooled by circulating countercurrently in relative to the solution phase that is regenerated.
Vannet som akkumuleres i løpet av prosessen i oppløsningsfasen kan tappes av. The water that accumulates during the process in the dissolution phase can be drained off.
Oppfinnelsen omhandler også en anordning for å bearbeide et fluid som for eksempel en gass omfattende minst én sur gass og minst ett hydrokarbon. The invention also relates to a device for processing a fluid such as, for example, a gas comprising at least one acid gas and at least one hydrocarbon.
Den kjennetegnet ved at den omfatter i sammenstilling: It is characterized by the fact that it includes in compilation:
nevnte tilførselsledning (1) og (2) er knyttet til en kontaktor (C1) for å innføre nevnte gass som skal prosesseres ved en begynnelsestemperatur som ligger mellom ligger +10°C og 50°C og for å innføre nevnte fysikalske løsningsmiddel ved en begynnelsestemperatur som ligger mellom -50°C og 0°C, idet nevnte kontaktor er egnet til å arbeide med en temperaturgradient over minst en del av lengden av nevnte kontaktor (C1) for en å oppnå en gass utarmet på sure gasser I toppen av kontaktoren og med løpsledning (3) og for fjerning av nevnte utarmede gass en ledning (4), for uttak av løsningsmiddelfase anriket på sure gasser. said supply line (1) and (2) is connected to a contactor (C1) to introduce said gas to be processed at an initial temperature that lies between +10°C and 50°C and to introduce said physical solvent at an initial temperature which lies between -50°C and 0°C, said contactor being suitable to work with a temperature gradient over at least part of the length of said contactor (C1) in order to obtain a gas depleted of acid gases at the top of the contactor and with outlet line (3) and for removal of said depleted gas a line (4), for withdrawal of solvent phase enriched in acid gases.
Kontaktoren kan omfatte midler for uttak og reinjisering av fluidet og/eller gassen som sirkulerer i nevnte kontaktor. The contactor can include means for withdrawing and re-injecting the fluid and/or gas that circulates in said contactor.
Anordningen omfatter for eksempel en krets som gjør det mulig å tappe av minst del av vannet som akkumuleres i fluidet som evner å samle opp de sure gassene. The device includes, for example, a circuit that makes it possible to drain off at least part of the water that accumulates in the fluid that is capable of collecting the acidic gases.
Anordningen og fremgangsmåten beskrevet ovenfor anvendes til bearbeiding av en naturgass omfattende de sure gasser så som C02 og/eller H2S. The device and the method described above are used for processing a natural gas comprising the acidic gases such as C02 and/or H2S.
Andre egenskaper og fordeler ved oppfinnelsen vil komme tydelig frem ved å lese beskrivelsen som følger og som er gitt i form av eksempler, med referanse til ledsagende tegninger, hvori: - Figur 1 viser utviklingen av fasediagrammene til en gass i et absorpsjonstårn med temperaturgradient, Other properties and advantages of the invention will become clear by reading the description which follows and which is given in the form of examples, with reference to accompanying drawings, in which: - Figure 1 shows the development of the phase diagrams of a gas in an absorption tower with a temperature gradient,
- Figur 2 viser i diagramform prinsippet bak fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, - Figure 2 shows in diagram form the principle behind the method according to the invention,
- Figurene 3 til 5 beskriver utførelsesformer som omfatter forskjellige trinn for regenerasjon av løsemiddel, - Figurene 6 og 7 viser i diagramform eksempler på integrering av energi rundt kontaktoren, - Figur 8 viser et eksempel på en konstruksjon som gjør det mulig å fjerne vannet som akkumuleres i løsemiddelet, - Figur 9 viser i diagramform en utførelsesforms eksempel på fremgangsmåten. - Figures 3 to 5 describe embodiments that include different steps for regeneration of solvent, - Figures 6 and 7 show in diagram form examples of integration of energy around the contactor, - Figure 8 shows an example of a construction that makes it possible to remove the water that accumulates in the solvent, - Figure 9 shows in diagram form an exemplary embodiment of the method.
Prinsippet bak fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen beskrives i forbindelse med diagrammet i Figur 2, som viser et eksempel på en utforming av en anordning som anvendes for eksempel til bearbeiding av en naturgass for å avsyre den. The principle behind the method according to the invention is described in connection with the diagram in Figure 2, which shows an example of a design of a device which is used, for example, for processing a natural gas in order to deacidify it.
Naturgassen som skal bearbeides, inneholdende sure gasser og minst ett hydrokarbon, føres gjennom linje 1 inn i absorpsjonståmet eller kontaktsone C1, hvor den kontaktes, for eksempel motstrøms, med en kald blanding av løsemiddel og vann som strømmer inn gjennom linje 2, idet oppløsningsfasen omfatter for eksempel minst ett polart løsemiddel. En temperaturgradient bestemt på grunnlag av fasediagrammet til gassen som skal bearbeides (Figur 1) genereres i kontaktsone C1, slik at kondensasjon av en hydrokarbonfase inneholdende sure gasser forhindres i denne sonen. I kontaktsonen absorberes de sure gassene selektivt i oppløsningsfasen. The natural gas to be processed, containing acid gases and at least one hydrocarbon, is fed through line 1 into the absorption column or contact zone C1, where it is contacted, for example countercurrently, with a cold mixture of solvent and water flowing in through line 2, the dissolution phase comprising for example at least one polar solvent. A temperature gradient determined on the basis of the phase diagram of the gas to be processed (Figure 1) is generated in contact zone C1, so that condensation of a hydrocarbon phase containing acidic gases is prevented in this zone. In the contact zone, the acidic gases are selectively absorbed in the dissolution phase.
En gassfase utarmet på sure gasser slippes ut fra den øvre delen av kontaktor C1, gjennom linje 3. A gas phase depleted of acid gases is discharged from the upper part of contactor C1, through line 3.
I den nedre delen av kontaktsonen eller kontaktor C1, trekkes en opp-løsningsfase inneholdende de sure gasser ut gjennom linje 4. In the lower part of the contact zone or contactor C1, a solution phase containing the acidic gases is drawn out through line 4.
Temperaturgradienten genereres for eksempel ved å tilføre gassen som skal bearbeides i bunnen av kontaktor C1, ved en temperatur som varierer mellom 10 og 50°C, og blandingen løsemiddel-vann fra toppen av kontaktoren ved en temperatur som varierer mellom 0 og -50°C. The temperature gradient is generated, for example, by supplying the gas to be processed at the bottom of contactor C1, at a temperature varying between 10 and 50°C, and the solvent-water mixture from the top of the contactor at a temperature varying between 0 and -50°C .
Strømningshastigheten og temperaturen i løsemiddelet ved toppen av absorpsjonståmet kontrolleres med fordel slik at det tilveiebringes en ønsket konsentrasjon av sur gass i den bearbeidede gassen og at en kondensasjon av hydrokarboner i kontaktoren forhindres. The flow rate and temperature in the solvent at the top of the absorption column are advantageously controlled so that a desired concentration of acid gas is provided in the processed gas and that a condensation of hydrocarbons in the contactor is prevented.
Oppløsningsfasen som kommer fra kontaktor C1 ekspanderes gjennom ekspansjonsventil V1, føres inn i separasjonssylinder B1, hvilket gjør det mulig å skille den i en delvis regenerert oppløsningsfase, trukket ut fra bunnen gjennom en linje 5, og en gassfase, sluppet ut gjennom en linje 6 i toppen av sylinderen. Denne gassfasen inneholder med-absorberte sure gasser og hydrokarboner. Den kan eventuelt anvendes som brenngass, eller den kan rekomprimeres og resirkuleres til kontaktor C1. The solution phase coming from contactor C1 is expanded through expansion valve V1, fed into separation cylinder B1, which makes it possible to separate it into a partially regenerated solution phase, drawn out from the bottom through a line 5, and a gas phase, released through a line 6 in top of the cylinder. This gas phase contains co-absorbed acid gases and hydrocarbons. It can optionally be used as fuel gas, or it can be recompressed and recycled to contactor C1.
Vanninnholdet i oppløsningsfasen kan fortrinnsvis være minst 10% i vekt-andel. The water content in the solution phase can preferably be at least 10% by weight.
Den delvis regenererte oppløsningsfasen som kommer fra sylinder B1 gjennom linje 5 ekspanderes gjennom en ventil V2, føres deretter inn i en sylinder B2, som separerer oppløsningsfasen som ble trukket ut fra bunnen gjennom en linje 7 og gassfasen som ble trukket ut fra toppen gjennom en linje 8. Opp-løsningsfasen ekspanderes gjennom en ventil V3, føres deretter inn i en separasjonssylinder B3, som separerer en oppløsningsfase trukket ut fra bunnen av sylinderen gjennom en linje 9 og en gassfase trukket ut fra toppen gjennom en linje 10. The partially regenerated solution phase coming from cylinder B1 through line 5 is expanded through a valve V2, then fed into a cylinder B2, which separates the solution phase which was withdrawn from the bottom through a line 7 and the gas phase which was withdrawn from the top through a line 8. The solution phase is expanded through a valve V3, then fed into a separation cylinder B3, which separates a solution phase drawn out from the bottom of the cylinder through a line 9 and a gas phase drawn out from the top through a line 10.
Gassfasene som slippes ut gjennom linjene 6, 8 og 10 er rike på sure gasser. The gas phases discharged through lines 6, 8 and 10 are rich in acid gases.
Oppløsningsfasen fra sylinder B3 er tilstrekkelig utarmet på sure gasser til å kunne resirkuleres til kontaktor C1. Det kan først være nødvendig å trekke ut minst del av løsemiddelet gjennom en linje 11 for å forhindre akkumulering av vann, som føres med gassen som skal bearbeides og som tilføres gjennom linje 1. Resten av løsemiddelet resirkuleres så med en resirkuleringspumpe P1, blandet med etterfyllingsløsemiddel, som strømmer inn gjennom en linje 13 for å kompen-sere for løsemiddeltap, i den avsyrede gassen, i de fremstilte sure gassene og eventuelt i avløpslinje 11, dersom det sistnevnte ikke resirkuleres etter fjerning av vannet det inneholder. Den resulterende blandingen sirkulerer i en linje 14, det avkjøles i en veksler E1 med anvendelse av et eksternt hjelpe-kjølemiddel, for eksempel, og resirkuleres til kontaktsone C1 gjennom linje 2. The solution phase from cylinder B3 is sufficiently depleted of acid gases to be recycled to contactor C1. It may first be necessary to withdraw at least part of the solvent through a line 11 to prevent the accumulation of water, which is carried with the gas to be processed and which is fed through line 1. The rest of the solvent is then recycled with a recycling pump P1, mixed with make-up solvent , which flows in through a line 13 to compensate for solvent loss, in the deacidified gas, in the acid gases produced and possibly in drain line 11, if the latter is not recycled after removal of the water it contains. The resulting mixture circulates in a line 14, it is cooled in an exchanger E1 using an external auxiliary coolant, for example, and recycled to contact zone C1 through line 2.
Raffineringsprosessen ifølge oppfinnelsen omfatter i hovedsak minst de følgende trinnene: - i et absorpsjonstårn bringes gassen som skal bearbeides med et fluid som er selektivt for de sure gasser i kontakt med for eksempel en blanding av polart løsemiddel og vann, og - bevirking av en temperaturstigning i dette absorpsjonståmet med det formål å tilveiebringe absorpsjon av de sure gassene uten kondensasjon av hydro-karbonene eller av de sure gassene, eller i det minste, dersom en slik kondensasjon forekommer, at den kondenserte væskefasen er tilstede i ubetydelige mengder, - en bearbeidet gass utarmet på sure gasser og en oppløsningsfase anriket på sure gasser tilveiebringes. The refining process according to the invention essentially includes at least the following steps: - in an absorption tower, the gas to be processed with a fluid that is selective for the acidic gases is brought into contact with, for example, a mixture of polar solvent and water, and - causing a temperature rise in this absorption steam for the purpose of providing absorption of the acid gases without condensation of the hydrocarbons or of the acid gases, or at least, if such condensation occurs, that the condensed liquid phase is present in negligible quantities, - a processed gas depleted on acid gases and a solution phase enriched in acid gases is provided.
Absorpsjonen og temperaturgradienten kan tilveiebringes ved motstrøms sirkulasjon av gassen som skal bearbeides, som tilføres i bunnen av kontaktoren ved en temperatur Tg, og blandingen løsemiddel-vann, som tilføres fra toppen av tårnet ved en temperatur Tm, med Tm < Tg. The absorption and temperature gradient can be provided by countercurrent circulation of the gas to be processed, which is supplied at the bottom of the contactor at a temperature Tg, and the solvent-water mixture, which is supplied from the top of the tower at a temperature Tm, with Tm < Tg.
Temperatufrorskjellen | Tm - Tg | kan variere mellom 5 og 100°C. The temperature difference | Tm - Tg | can vary between 5 and 100°C.
Verdien for det mest vanlige trykket i absorpsjonståmet kan variere mellom 1 og 20 MPa. The value for the most common pressure in the absorption steam can vary between 1 and 20 MPa.
Figur 3 illustrerer en variant av regenerasjonsstadiet, hvor det anvendes et destillasjonstårn C2, anbrakt etter sylinder B1 i Figur 2, hvilket gjør det mulig å gjennomføre en dypere regenerasjon av oppløsningsfasen enn den som tilveiebringes med anvendelse av konstruksjonen i Figur 2. Figure 3 illustrates a variant of the regeneration stage, where a distillation tower C2 is used, placed after cylinder B1 in Figure 2, which makes it possible to carry out a deeper regeneration of the dissolution phase than that provided by using the construction in Figure 2.
Det delvis regenererte løsemiddelet fra sylinder B1 ekspanderes gjennom ventil V2, varmes deretter opp i en veksler E2, før den føres, for eksempel gjennom en linje 20, inn i den sentrale delen av destillasjonstårn C2. The partially regenerated solvent from cylinder B1 is expanded through valve V2, then heated in an exchanger E2, before being fed, for example through a line 20, into the central part of distillation tower C2.
De sure gassene fremstilt ved destillasjon slippes ut fra toppen av tårn C2 gjennom en linje 21, avkjøles i en veksler E3 og føres inn i en dekanterings- eller separasjonssylinder D1. Ved utløpet fra denne dekanteringssylinderen slippes en fraksjon av de sure gasser ut gjennom en linje 23, og væskefasen omfattende den kondenserte oppløsningsfasen sendes tilbake gjennom en linje 22 til destillasjonstårn C2 for å bli anvendt som en tilbakestrøm. The acid gases produced by distillation are discharged from the top of tower C2 through a line 21, cooled in an exchanger E3 and fed into a decanting or separation cylinder D1. At the outlet from this decanting cylinder, a fraction of the acid gases is released through a line 23, and the liquid phase comprising the condensed solution phase is sent back through a line 22 to distillation tower C2 to be used as a return stream.
Den regenererte oppløsningsfasen trekkes ut fra bunnen av destillasjonstårn C2 gjennom en linje 24, avkjøles i en veksler E2, før den sendes gjennom en linje 25 til avløpslinje 11 og resirkuleringspumpe P1 ifølge konstruksjonen beskrevet i forbindelse med Figur 2. The regenerated solution phase is extracted from the bottom of distillation tower C2 through a line 24, cooled in an exchanger E2, before being sent through a line 25 to drain line 11 and recirculation pump P1 according to the construction described in connection with Figure 2.
Figur 4 illustrerer en utførelsesforms variant av anordningen i Figur 3, hvor separasjonssylinderen B1 utstyres med en kontaktsone, hvis formål er å kon-trollere den sure gass-spesifikasjonen i en gassformig strøm trukket ut gjennom linje 6. Figure 4 illustrates an embodiment variant of the device in Figure 3, where the separation cylinder B1 is equipped with a contact zone, the purpose of which is to control the acid gas specification in a gaseous stream drawn out through line 6.
For å oppnå dette, trekkes en fraksjon av oppløsningsfasen, regenerert og resirkulert ifølge konstruksjonen i Figur 3, ut og sendes gjennom en linje 26, anbrakt i toppen av kontaktsone 27 i sylinder B1. To achieve this, a fraction of the dissolution phase, regenerated and recycled according to the construction in Figure 3, is drawn out and sent through a line 26, located at the top of contact zone 27 in cylinder B1.
I denne kontaktsone 27 absorberes del av de sure gassene med anvendelse av en bestemt mengde løsemiddel, slik at det tilveiebringes, gjennom linje 6, et gassformig utslipp med et kontrollert innhold av sur gass, som er valgt på grunnlag av en ønsket spesifikasjon. Figur 5 illustrerer en annen type regenerasjon av løsemiddel. Veksler E2 i Figur 3 erstattes med en avdrivningsveksler ES1, som utfører en destillasjon med samtidig varmeveksling mellom den rike oppløsningsfasen, tilført gjennom linje 7 på nivå med den øvre delen av avdrivningsveksleren, som gradvis varmes opp, og oppløsningsfasen som resulterer fra regenerasjonsstadiet sendes til den nedre delen gjennom linje 24 som kommer fra destillasjonstårn C2, og som avkjøles ved å sirkulere motstrøms i forhold til oppløsningsfasen som regenereres. In this contact zone 27, part of the acid gases are absorbed using a specific amount of solvent, so that a gaseous discharge is provided, through line 6, with a controlled content of acid gas, which is selected on the basis of a desired specification. Figure 5 illustrates another type of solvent regeneration. Exchanger E2 in Figure 3 is replaced by a stripping exchanger ES1, which performs a distillation with simultaneous heat exchange between the rich solution phase, supplied through line 7 at the level of the upper part of the stripping exchanger, which is gradually heated, and the solution phase resulting from the regeneration stage is sent to the the lower part through line 24 which comes from distillation tower C2, and which is cooled by circulating countercurrently to the solution phase being regenerated.
Ved utløpet til avdrivningssveksler ES1 tilveiebringes en rik oppløsnings-fase ved bunnen og sendes gjennom linje 20 til destillasjonstårn C2, en rik gass tilveiebringes ved toppen og slippes ut gjennom linje 28, og i den øvre delen av tårnet trekkes den regenererte oppløsningsfasen ut gjennom en linje 29, som er forbundet med resirkulasjonspumpe P1. At the outlet of stripping exchanger ES1, a rich solution phase is provided at the bottom and sent through line 20 to distillation tower C2, a rich gas is provided at the top and discharged through line 28, and in the upper part of the tower the regenerated solution phase is withdrawn through a line 29, which is connected to recirculation pump P1.
Den interne varmevekslingen, som er beskrevet ovenfor, mellom opp-løsningsfasen som er rik på sure gasser og oppløsningsfasen som er utarmet på sure gasser, kan utføres med anvendelse av forskjellige anordninger. The internal heat exchange described above between the solution phase rich in acid gases and the solution phase depleted in acid gases can be carried out using different devices.
Integrert veksler ES1 kan være en mantel-og-rør type veksler. I dette tilfellet sirkulerer den regenererte oppløsningsfasen, trukket ut fra bunnen av tårn C2, i rørene, destillasjon utføres utenfor rørene og innenfor mantelen. Integrated exchanger ES1 can be a shell-and-tube type exchanger. In this case, the regenerated solution phase, withdrawn from the bottom of tower C2, circulates in the tubes, distillation is carried out outside the tubes and inside the mantle.
Avdrivningsveksler ES1 kan være en plateveksler (plate exchanger), hvor rørene plasseres over hver plate slik at de blir dyppet i den rike oppløsningsfasen som skal samles opp og sirkuleres på hver plate. Stripping exchanger ES1 can be a plate exchanger, where the tubes are placed above each plate so that they are dipped in the rich solution phase to be collected and circulated on each plate.
Avdrivningsveksler ES1 kan være en veksler av typen kontinuerlig-kontakt, hvor den rike oppløsningsfasen da overrisler rørene. Stripping exchanger ES1 can be a continuous contact type exchanger, where the rich solution phase then sprinkles the pipes.
Den regenererte oppløsningsfasen, trukket ut fra bunnen av tårn C2, kan også sirkulere utenfor rørene og innenfor mantelen. Destillasjon utføres da inni rørene, som fortrinnsvis er vertikale og utrustet med et innvendig fyllmateriale. The regenerated dissolution phase, withdrawn from the bottom of tower C2, can also circulate outside the tubes and inside the jacket. Distillation is then carried out inside the tubes, which are preferably vertical and equipped with an internal filling material.
En vertikal plateveksler kan også anvendes av absorpsjonstårnene, og/eller fordestillasjonsveksleren beskrevet i de foregående figurene. Mellomrommene mellom de forskjellige platene er vekselvis fylt med den regenererte oppløsnings-fasen, trukket ut fra bunnen av tårn C2, og av oppløsningsfasen, så vel som av den genererte dampfasen som sirkulerer motstrøms i tårnet under destillasjons-prosessen. Det er for eksempel en type veksler av hardloddet aluminium eller av rustfritt stål, hvor platene enten er sveiset med buttskjøt eller diffusjonssveiset over hele kontaktflaten mellom platene. Figur 6 visen en utførelsesforms eksempel på absorpsjonsstadiet, hvor den kalde bearbeidede gassen anvendes til å kjøle minst delvis gassen som skal bearbeides og som sirkulerer i absorpsjonståmet. Gassen trekkes ut, under bearbeidingen, på nivå med en plate i tårn C1 eller mellom to soner for fyllmateriale i tårn C1 gjennom en linje 30, avkjøles i en veksler E4 av den bearbeidede gassen som er sluppet ut gjennom linje 3, gjeninnføres deretter i tårn C2 gjennom en linje 31. Nivåene for uttrekk og innsprøyting, samt antallet av disse, bestemmes langsetter tårnet med det formål å optimere kuldegjenbruk fra den bearbeidede gassen samlet opp i linje 3. Figur 7 viser en annen utførelsesforms variant av absorpsjonsstadiet, hvor samtidig varmeveksling utføres mellom den bearbeidede gassen som gradvis varmes opp og gassen som skal bearbeides i kontakt med løsemiddelet, som avkjøles ved motstrøms sirkulasjon. Denne typen «termisk utveksling kan gjennom-føres med anvendelse av forskjellige anordninger som er beskrevet ovenfor i forbindelse med figur 5. A vertical plate exchanger can also be used by the absorption towers and/or the pre-distillation exchanger described in the previous figures. The spaces between the different plates are alternately filled with the regenerated dissolution phase, extracted from the bottom of tower C2, and by the dissolution phase, as well as by the generated vapor phase circulating countercurrently in the tower during the distillation process. There is, for example, a type of exchanger made of brazed aluminum or stainless steel, where the plates are either butt-welded or diffusion-welded over the entire contact surface between the plates. Figure 6 shows an exemplary embodiment of the absorption stage, where the cold processed gas is used to at least partially cool the gas to be processed and which circulates in the absorption stream. The gas is withdrawn, during the processing, at the level of a plate in tower C1 or between two zones for filling material in tower C1 through a line 30, cooled in an exchanger E4 by the processed gas discharged through line 3, then reintroduced into tower C2 through a line 31. The levels for extraction and injection, as well as the number of these, are determined along the tower with the aim of optimizing cold reuse from the processed gas collected in line 3. Figure 7 shows another variant of the embodiment of the absorption stage, where simultaneous heat exchange is carried out between the processed gas, which is gradually heated, and the gas to be processed in contact with the solvent, which is cooled by countercurrent circulation. This type of "thermal exchange" can be carried out using various devices which are described above in connection with figure 5.
Den bearbeidede gassen som kommer fra absorpsjonstårn C1 gjennom linje 3 sendes tilbake gjennom denne linjen til toppen av tårnet, hvor det sirkulerer motstrøms i forhold til gassen som tilføres i bunnen av tårnet gjennom linje 1. Etter å ha utvekslet sin kulde med gassen som skal bearbeides, strømmer den opp-varmet ut gjennom en linje 33 i bunnen av tårnet, for eksempel. The processed gas coming from absorption tower C1 through line 3 is sent back through this line to the top of the tower, where it circulates countercurrently to the gas supplied at the bottom of the tower through line 1. After exchanging its cold with the gas to be processed , it flows out heated through a line 33 at the bottom of the tower, for example.
Ettersom gassen som skal bearbeides kan inneholde vann i forskjellige former, kan det i noen tilfeller være nødvendig å fjerne dette vannet for å fore-bygge akkumulasjon av dette i oppløsningsfasen. As the gas to be processed may contain water in various forms, it may in some cases be necessary to remove this water in order to prevent its accumulation in the dissolution phase.
Figur 8 viser en awanningskonstruksjon som gjør det mulig å fjerne vannet som har akkumulert i oppløsningsfasen under bearbeidingen, og som omfatter en kontaktor C3 anbrakt i strømmen nedenfor temperaturgradient-kontaktoren C1. Figure 8 shows a dewatering construction which makes it possible to remove the water which has accumulated in the dissolution phase during processing, and which comprises a contactor C3 placed in the stream below the temperature gradient contactor C1.
Rågassen som skal raffineres skilles i to fraksjoner som strømmer respek-tivt gjennom linjene 35 og 36. The raw gas to be refined is separated into two fractions which flow respectively through lines 35 and 36.
En første fraksjon passerer gjennom linje 36 som slutter seg til linje 1 (Figur 1), som fører gassen inn i kontaktor C1. A first fraction passes through line 36 which joins line 1 (Figure 1), which feeds the gas into contactor C1.
Den andre gassfraksjonen som skal bearbeides sendes gjennom linje 35 til den nedre delen av kontaktor C3. The second gas fraction to be processed is sent through line 35 to the lower part of contactor C3.
Den vannfylte oppløsningsfasen fra avløpslinje 11 (Figur 1) føres til toppen av kontaktor C3 ved hjelp av en pumpe P2 og av en linje 34. The water-filled solution phase from drain line 11 (Figure 1) is fed to the top of contactor C3 by means of a pump P2 and by a line 34.
Ved utløpet fra kontaktor C3, gjenvinnes en løsemiddelfylt gass og slippes ut fra toppen gjennom en linje 38 som har forbindelse med forsyningslinje 1, og en praktisk talt løsemiddelfri vandig fase gjenvinnes og slippes ut fra bunnen av kontaktoren gjennom en linje 37. At the outlet from contactor C3, a solvent-laden gas is recovered and discharged from the top through a line 38 which connects with supply line 1, and a substantially solvent-free aqueous phase is recovered and discharged from the bottom of the contactor through a line 37.
Foreliggende oppfinnelse vil bli tydeliggjort ved å lese beskrivelsen nedenfor av et ikke-begrensende eksempel på gassbearbeiding. The present invention will be made clear by reading the description below of a non-limiting example of gas processing.
Dette eksempelet, beskrevet i sammenheng med Figur 9, gjør det mulig å avsyre en naturgass med et svært høyt innhold av CO2. This example, described in connection with Figure 9, makes it possible to deacidify a natural gas with a very high content of CO2.
Naturgassen som skal bearbeides har for eksempel den følgende sammen-setningen i % basert på mol: The natural gas to be processed has, for example, the following composition in % based on moles:
Denne gassen er mettet med vann ved en temperatur på 30°C og ved et trykk på 7 MPa. Dens molare strømningshastighet er 22.400 kmol/t. Denne gassen skilles i to fraksjoner i linjene 35 og 36. Gassen i linje 35 føres til kontaktor C3 ved en molar strømningshastighet på 17.000 kmol/t. En fraksjon av løsemiddel inneholdende omtrent 6 kmol/t vann og 54 kmol/t metanol sprøytes inn motstrøms i forhold til denne gjennom linje 34.1 bunnen av kontaktor C3 trekkes en strøm på 17 kmol/t vann, inneholdende omtrent 200 molar ppm metanol, ut gjennom linje 37. This gas is saturated with water at a temperature of 30°C and at a pressure of 7 MPa. Its molar flow rate is 22,400 kmol/h. This gas is separated into two fractions in lines 35 and 36. The gas in line 35 is fed to contactor C3 at a molar flow rate of 17,000 kmol/h. A fraction of solvent containing approximately 6 kmol/h water and 54 kmol/h methanol is injected countercurrently in relation to this through line 34.1 the bottom of contactor C3, a stream of 17 kmol/h water, containing approximately 200 molar ppm methanol, is drawn out through line 37.
Den metanolfylte gassen som kommer fra toppen av kontaktor C3 blandes med gassen fra linje 36, deretter med den resirkulerte gassen som kommer fra regenerasjonssylinder B1 gjennom en linje 40. Den sendes så til kontaktor C1. Ved toppen av kontaktor C1, innsprøytes et løsemiddel inneholdende omtrent 5.500 kmol/t vann og 49.500 kmol/t metanol gjennom en linje 2 ved en temperatur på -30°C. Under slike betingelser, drives kontaktor 1 med en temperaturgradient på 23°C ved bunnen til -23°C ved toppen. Den bearbeidede gassen trekkes ut fra toppen av kontaktoren C1 gjennom linje 3. Den har en strømningshastighet på 6.603 kmol/t, og inneholder omtrent 87 mol% metan og 8 mol% CO2. Denne gassen varmes opp i veksler E til en temperatur på 50°C før den blir sluppet ut gjennom en linje 41. The methanol-filled gas coming from the top of contactor C3 is mixed with the gas from line 36, then with the recycled gas coming from regeneration cylinder B1 through a line 40. It is then sent to contactor C1. At the top of contactor C1, a solvent containing approximately 5,500 kmol/h of water and 49,500 kmol/h of methanol is injected through a line 2 at a temperature of -30°C. Under such conditions, contactor 1 is operated with a temperature gradient of 23°C at the bottom to -23°C at the top. The processed gas is withdrawn from the top of contactor C1 through line 3. It has a flow rate of 6,603 kmol/h, and contains approximately 87 mol% methane and 8 mol% CO2. This gas is heated in exchanger E to a temperature of 50°C before it is released through a line 41.
Det rike løsemiddelet trekkes ut fra kontaktor C1 gjennom linje 4. Det ekspanderes til et trykk på 3,5 MPa gjennom ventil V1. Ved utløpet av separasjonssylinder B1 trekkes en oppløsningsfase ut gjennom linje 5, og en gassfase slippes ut gjennom linje 6. Gassfasen, inneholdende omtrent 6.800 kmol/t C02 og 1.300 kmol/t metan, komprimeres til 7 MPa med anvendelse av en kompressor K, avkjøles så til 30°C med anvendelse av en veksler E for å kunne resirkuleres til bunnen av kontaktor C1 gjennom linje 40. The rich solvent is withdrawn from contactor C1 through line 4. It is expanded to a pressure of 3.5 MPa through valve V1. At the outlet of separation cylinder B1, a solution phase is withdrawn through line 5, and a gas phase is discharged through line 6. The gas phase, containing approximately 6,800 kmol/h C02 and 1,300 kmol/h methane, is compressed to 7 MPa using a compressor K, cooled then to 30°C using an exchanger E to be recycled to the bottom of contactor C1 through line 40.
Løsemiddelet fra linje 5 ekspanderes til et trykk på 1 MPa gjennom ventil V2, skilles i sylinder B2 i en gassfase trukket ut gjennom linje 8 og en oppløs-ningsfase trukket ut gjennom linje 7. Gassen fra linje 8 har en strømningshastighet på 10.153 kmol/t og en konsentrasjon på 95 mol% C02. The solvent from line 5 is expanded to a pressure of 1 MPa through valve V2, separated in cylinder B2 into a gas phase drawn out through line 8 and a solvent phase drawn out through line 7. The gas from line 8 has a flow rate of 10,153 kmol/h and a concentration of 95 mol% CO 2 .
Løsemiddelet ekspanderes igjen til et trykk på 0,2 MPa gjennom ventil V3, skilles i sylinder B3 i en gassfase trukket ut gjennom linje 10 og en oppløsnings-fase trukket ut gjennom linje 9. Gassen i linje 10 har en strømningshastighet på 5.666 kmol/t og en konsentrasjon på 98,5 mol% C02. The solvent is expanded again to a pressure of 0.2 MPa through valve V3, separated in cylinder B3 into a gas phase drawn out through line 10 and a solution phase drawn out through line 9. The gas in line 10 has a flow rate of 5,666 kmol/h and a concentration of 98.5 mol% CO 2 .
En fraksjon av løsemiddelet trekkes ut gjennom avløpslinje 11, sendes til pumpe P2 med det formål å bli sprøytet inn i kontaktor C3 gjennom linje 34. Den andre løsemiddelfraksjonen sendes til pumpe 1, avkjøles i veksler E1 til -30°C før den føres inn i kontaktor C1 gjennom linje 2. A fraction of the solvent is withdrawn through drain line 11, sent to pump P2 for the purpose of being injected into contactor C3 through line 34. The other solvent fraction is sent to pump 1, cooled in exchanger E1 to -30°C before being fed into contactor C1 through line 2.
Fremgangsmåten gjør det mulig å fjerne sure gasser som finnes i en naturgass, samt de som er inkludert i en raffinerigass eller i ethvert gassformig utslipp som samtidig inneholder hydrokarboner og sure gasser. Den tillater fjerning av sure gasser så som H2S og C02l og dessuten merkaptaner med kjemisk formel R-SH, COS og CS2. The method makes it possible to remove acid gases contained in a natural gas, as well as those included in a refinery gas or in any gaseous discharge that simultaneously contains hydrocarbons and acid gases. It allows the removal of acid gases such as H2S and CO2l and also mercaptans with the chemical formula R-SH, COS and CS2.
De forskjellige trinnene i fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan gjennom-føres i tårn utrustet med kontaktsoner som tillater stoffutveksling mellom gassfasene og væskefasene. Disse kontaktsonene er derfor utstyrt med perforerte plater, klokke-plater, ventilplater, eller de kan være kontinuerlige kontaktsoner inneholdende et fyllmateriale. Dette fyllmaterialet kan bestå av fyllelementer, som for eksempel raschigringer, pallringer (væskefordelere), "Berl saddles" eller ethvert annet fyllmateriale som er kjent for en fagmann på området. Den kan også bestå av stablet fyllmateriale fremstilt av gas, strikket stoff eller av plater som kan perforeres eller korrugeres og/eller formede kanaler (forming channels) som gjør det mulig å øke yteevnen. The various steps in the method according to the invention can be carried out in towers equipped with contact zones that allow substance exchange between the gas phases and the liquid phases. These contact zones are therefore equipped with perforated plates, bell plates, valve plates, or they can be continuous contact zones containing a filling material. This filling material can consist of filling elements, such as raschirings, pallet rings (liquid distributors), "Berl saddles" or any other filling material known to a person skilled in the field. It can also consist of stacked filling material made from gas, knitted fabric or from sheets that can be perforated or corrugated and/or shaped channels (forming channels) which make it possible to increase performance.
Disse platene eller dette fyllmaterialet kan fremstilles av forskjellige materialer, som for eksempel keramikk, aluminium, rustfritt stål, plastmasse. These plates or this filling material can be made of different materials, such as ceramics, aluminium, stainless steel, plastic mass.
Fluidet som er selektivt for sure gasser, kan omfatte et polart løsemiddel valgt fra metanol, en alkohol, en eter, en polyetenglykoleter, propenkarbonat. The acid gas selective fluid may comprise a polar solvent selected from methanol, an alcohol, an ether, a polyethylene glycol ether, propylene carbonate.
Det er også mulig, uten å fravike oppfinnelsens omfang, å anvende et løsemiddel bestående av to polare løsemidler, eller et polart løsemiddel og et amin. It is also possible, without deviating from the scope of the invention, to use a solvent consisting of two polar solvents, or a polar solvent and an amine.
Claims (13)
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR9714603A FR2771022B1 (en) | 1997-11-19 | 1997-11-19 | PROCESS FOR DEACIDIFYING A GAS WITH A HIGH ACID GAS CONTENT |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO985367D0 NO985367D0 (en) | 1998-11-18 |
NO985367L NO985367L (en) | 1999-05-20 |
NO318532B1 true NO318532B1 (en) | 2005-04-11 |
Family
ID=9513619
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19985367A NO318532B1 (en) | 1997-11-19 | 1998-11-18 | Process for deacidification of a gas with a very high acid content |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
AU (1) | AU746323C (en) |
CA (1) | CA2252041A1 (en) |
DK (1) | DK199801514A (en) |
FR (1) | FR2771022B1 (en) |
GB (1) | GB2331526B (en) |
NO (1) | NO318532B1 (en) |
NZ (1) | NZ332835A (en) |
Families Citing this family (27)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
AU2005278126B2 (en) | 2004-08-06 | 2010-08-19 | General Electric Technology Gmbh | Ultra cleaning of combustion gas including the removal of CO2 |
WO2006024030A2 (en) * | 2004-08-24 | 2006-03-02 | Advanced Extraction Technologies, Inc. | Combined use of external and internal solvents in processing gases containing light, medium and heavy components |
NO332158B1 (en) * | 2007-03-05 | 2012-07-09 | Aker Clean Carbon As | Procedure for removing CO2 from an exhaust gas |
NO20071983L (en) | 2007-04-18 | 2008-10-20 | Aker Clean Carbon As | Methods and facilities for CO2 capture |
US8182577B2 (en) | 2007-10-22 | 2012-05-22 | Alstom Technology Ltd | Multi-stage CO2 removal system and method for processing a flue gas stream |
US7862788B2 (en) | 2007-12-05 | 2011-01-04 | Alstom Technology Ltd | Promoter enhanced chilled ammonia based system and method for removal of CO2 from flue gas stream |
US7846240B2 (en) | 2008-10-02 | 2010-12-07 | Alstom Technology Ltd | Chilled ammonia based CO2 capture system with water wash system |
US8404027B2 (en) | 2008-11-04 | 2013-03-26 | Alstom Technology Ltd | Reabsorber for ammonia stripper offgas |
US8292989B2 (en) | 2009-10-30 | 2012-10-23 | Alstom Technology Ltd | Gas stream processing |
DE102009018444A1 (en) * | 2009-04-22 | 2010-10-28 | Uhde Gmbh | Process for removing acidic gas components from a gas mixture |
US8784761B2 (en) | 2009-11-20 | 2014-07-22 | Alstom Technology Ltd | Single absorber vessel to capture CO2 |
US8309047B2 (en) | 2009-09-15 | 2012-11-13 | Alstom Technology Ltd | Method and system for removal of carbon dioxide from a process gas |
US8790605B2 (en) | 2009-09-15 | 2014-07-29 | Alstom Technology Ltd | Method for removal of carbon dioxide from a process gas |
US8518156B2 (en) | 2009-09-21 | 2013-08-27 | Alstom Technology Ltd | Method and system for regenerating a solution used in a wash vessel |
EP2322265A1 (en) | 2009-11-12 | 2011-05-18 | Alstom Technology Ltd | Flue gas treatment system |
US8293200B2 (en) | 2009-12-17 | 2012-10-23 | Alstom Technology Ltd | Desulfurization of, and removal of carbon dioxide from, gas mixtures |
EA024808B1 (en) * | 2010-08-24 | 2016-10-31 | СиСиАр ТЕКНОЛОДЖИЗ, ЛТД. | Process for recovery of processing liquids |
US8728209B2 (en) | 2010-09-13 | 2014-05-20 | Alstom Technology Ltd | Method and system for reducing energy requirements of a CO2 capture system |
US8623307B2 (en) | 2010-09-14 | 2014-01-07 | Alstom Technology Ltd. | Process gas treatment system |
US8329128B2 (en) | 2011-02-01 | 2012-12-11 | Alstom Technology Ltd | Gas treatment process and system |
US9028784B2 (en) | 2011-02-15 | 2015-05-12 | Alstom Technology Ltd | Process and system for cleaning a gas stream |
CN102391899A (en) * | 2011-10-26 | 2012-03-28 | 西南化工研究设计院 | Technology for desorbing acid gas in methane |
US9162177B2 (en) | 2012-01-25 | 2015-10-20 | Alstom Technology Ltd | Ammonia capturing by CO2 product liquid in water wash liquid |
US8864879B2 (en) | 2012-03-30 | 2014-10-21 | Jalal Askander | System for recovery of ammonia from lean solution in a chilled ammonia process utilizing residual flue gas |
US9447996B2 (en) | 2013-01-15 | 2016-09-20 | General Electric Technology Gmbh | Carbon dioxide removal system using absorption refrigeration |
US8986640B1 (en) | 2014-01-07 | 2015-03-24 | Alstom Technology Ltd | System and method for recovering ammonia from a chilled ammonia process |
CN114275743B (en) * | 2021-12-10 | 2023-04-28 | 湖北兴福电子材料股份有限公司 | Method for producing high-purity liquid sulfur trioxide for electronic-grade sulfuric acid |
Family Cites Families (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB1084526A (en) * | 1963-12-04 | 1967-09-27 | Homer Fdwin Benson | Improvements in or relating to gas purification |
GB1195658A (en) * | 1967-12-07 | 1970-06-17 | Homer Edwin Benson | Improvements in or relating to Gas Purification |
US4079117A (en) * | 1975-08-11 | 1978-03-14 | Union Carbide Corporation | Process for acid gas removal |
GB1589231A (en) * | 1977-04-21 | 1981-05-07 | Shell Int Research | Process for the removal of acidic gases |
GB2088240B (en) * | 1980-11-28 | 1984-02-22 | British Gas Corp | Regenerating solvents in gas absorption |
FR2636857B1 (en) * | 1988-09-26 | 1990-12-14 | Inst Francais Du Petrole | PROCESS FOR DEHYDRATION, DEACIDIFICATION AND SEPARATION OF CONDENSATE FROM NATURAL GAS |
US5061465A (en) * | 1989-08-24 | 1991-10-29 | Phillips Petroleum Company | Bulk CO2 recovery process |
DE4223020A1 (en) * | 1992-07-13 | 1994-01-20 | Wacker Chemitronic | Hydrogen fluoride recovery from sulphuric acid or gas contg. fluoride - by spraying acid in countercurrent to gas into reactor with various temp. zones and continuous discharge of gas and acid |
DE19610846A1 (en) * | 1996-03-19 | 1997-09-25 | Linde Ag | Process for removing hydrogen cyanide from gases |
-
1997
- 1997-11-19 FR FR9714603A patent/FR2771022B1/en not_active Expired - Fee Related
-
1998
- 1998-11-17 AU AU92436/98A patent/AU746323C/en not_active Ceased
- 1998-11-17 GB GB9825073A patent/GB2331526B/en not_active Expired - Fee Related
- 1998-11-17 NZ NZ332835A patent/NZ332835A/en unknown
- 1998-11-18 CA CA002252041A patent/CA2252041A1/en not_active Abandoned
- 1998-11-18 NO NO19985367A patent/NO318532B1/en unknown
- 1998-11-19 DK DK199801514A patent/DK199801514A/en not_active Application Discontinuation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB9825073D0 (en) | 1999-01-13 |
DK199801514A (en) | 1999-05-20 |
GB2331526A (en) | 1999-05-26 |
NO985367L (en) | 1999-05-20 |
FR2771022B1 (en) | 1999-12-17 |
AU746323C (en) | 2002-12-05 |
AU9243698A (en) | 1999-06-10 |
CA2252041A1 (en) | 1999-05-19 |
NZ332835A (en) | 2000-07-28 |
AU746323B2 (en) | 2002-04-18 |
GB2331526B (en) | 2001-09-12 |
NO985367D0 (en) | 1998-11-18 |
FR2771022A1 (en) | 1999-05-21 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO318532B1 (en) | Process for deacidification of a gas with a very high acid content | |
US6442969B1 (en) | Process and device for separation of at least one acid gas that is contained in a gas mixture | |
NO312015B1 (en) | Process for removing acid from a gas and preparing concentrated acid gases | |
EP2616161B1 (en) | Removal of non-volatiles from ammonia-based co2-absorbent solution | |
JP4022555B2 (en) | Biogas purification method and biogas purification equipment | |
US8080089B1 (en) | Method and apparatus for efficient gas treating system | |
JP4347921B2 (en) | Method and apparatus for treating gas by cooling and contact with solvent | |
US10137410B2 (en) | Method of deacidizing a gaseous effluent by an absorbent solution with vapor injection into the regenerated absorbent solution and device for implementing same | |
NO163317B (en) | PROCEDURE FOR NATURAL GAS CLEANING. | |
NO173540B (en) | PROCEDURE FOR TREATING A GAS CONTAINING METHANE AND WATER | |
FR2479021A1 (en) | PROCESS FOR REGENERATING AN ABSORBENT SOLUTION CHARGED WITH ONE OR MORE GASEOUS COMPOUNDS CAPABLE OF BEING RELEASED BY HEATING AND / OR STRAINED BY DRIVING, AND INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION | |
EP3031511B1 (en) | Method for energy efficient recovery of carbon dioxide from an absorbent | |
AU2014220048B2 (en) | System and method for recovering gas containing CO2 and H2S | |
WO2015122050A1 (en) | Co2 recovery apparatus, and co2 recovery method | |
CA2956159A1 (en) | A water treatment and steam generation system for enhanced oil recovery and a method using same | |
JPH10511043A (en) | Method and apparatus for treating natural gas containing water and condensable hydrocarbons | |
CN111183211A (en) | Conversion of natural gas condensate fractionation plant waste heat to both cooling capacity and potable water using kalina cycle and modified multi-effect distillation system | |
CN111183210A (en) | Simultaneous conversion of natural gas condensate fractionator waste heat to electricity, cooling and drinking water using integrated single refrigerant triple cycle and improved multiple effect distillation system | |
FI89678C (en) | CONNECTION OF CONDITIONING CONTAINER CONDENSATION IN CIRCUIT BETWEEN AND CONSTRUCTION | |
CN111183209A (en) | Simultaneous conversion of natural gas condensate fractionation plant waste heat to power and cooling capacity using a modified Gauss Watt Meter System | |
CN110628479A (en) | Energy-saving method and system for deep decarburization of natural gas | |
RU2215871C2 (en) | Method of removal of polluting impurities from incoming flow | |
EP3925685A1 (en) | Absorption solution regeneration device, co2 recovery device, and absorption solution regeneration method | |
US3362891A (en) | Process and apparatus for separating acidic gas such as hydrogen sulfide and carbon dioxide from gaseous mixtures | |
DK3031510T3 (en) | A process for the recovery of carbon dioxide from an absorber with a reduced supply of stripping steam |