NO338626B1 - System og fremgangsmåte for avfallshåndtering - Google Patents
System og fremgangsmåte for avfallshåndtering Download PDFInfo
- Publication number
- NO338626B1 NO338626B1 NO20055042A NO20055042A NO338626B1 NO 338626 B1 NO338626 B1 NO 338626B1 NO 20055042 A NO20055042 A NO 20055042A NO 20055042 A NO20055042 A NO 20055042A NO 338626 B1 NO338626 B1 NO 338626B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- gas
- impure
- carbon dioxide
- impure gas
- steam
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 12
- 239000002699 waste material Substances 0.000 title 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 130
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 126
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 63
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 63
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims description 44
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 34
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 16
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 claims description 13
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 238000000151 deposition Methods 0.000 claims description 8
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 7
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 7
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 4
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 16
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 9
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 8
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 8
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 8
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 7
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 6
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 5
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 5
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 5
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 5
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 4
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 4
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 3
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 3
- 229940058020 2-amino-2-methyl-1-propanol Drugs 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CBTVGIZVANVGBH-UHFFFAOYSA-N aminomethyl propanol Chemical compound CC(C)(N)CO CBTVGIZVANVGBH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- GIAFURWZWWWBQT-UHFFFAOYSA-N 2-(2-aminoethoxy)ethanol Chemical compound NCCOCCO GIAFURWZWWWBQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MIJDSYMOBYNHOT-UHFFFAOYSA-N 2-(ethylamino)ethanol Chemical compound CCNCCO MIJDSYMOBYNHOT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BFSVOASYOCHEOV-UHFFFAOYSA-N 2-diethylaminoethanol Chemical compound CCN(CC)CCO BFSVOASYOCHEOV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OPKOKAMJFNKNAS-UHFFFAOYSA-N N-methylethanolamine Chemical compound CNCCO OPKOKAMJFNKNAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012024 dehydrating agents Substances 0.000 description 1
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N diisopropanolamine Chemical compound CC(O)CNCC(C)O LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940043276 diisopropanolamine Drugs 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000779 smoke Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
-
- 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
- B01D53/1418—Recovery of products
-
- 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
- B01D2257/00—Components to be removed
- B01D2257/30—Sulfur compounds
- B01D2257/304—Hydrogen sulfide
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2257/00—Components to be removed
- B01D2257/50—Carbon oxides
- B01D2257/504—Carbon dioxide
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2257/00—Components to be removed
- B01D2257/80—Water
-
- 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)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Carbon And Carbon Compounds (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Drying Of Gases (AREA)
- Electrical Discharge Machining, Electrochemical Machining, And Combined Machining (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
Description
Teknisk fagfelt
Den foreliggende oppfinnelsen vedrører et system for fjerning av urenheter og en fremgangsmåte for fjerning av urenheter som rommes i en målgass som er naturgass eller en olje medfølgende gass.
Bakgrunnsteknikk
Kondensert naturgass (LNG) har tiltrukket oppmerksomhet som en ren energikilde. LNG produseres ved fjerning av urenheter som karbondioksid (CO2) og svovel-komponenter (for eksempel H2S) i naturgass, fjerning avvann deri, og kondensering av den resulterende naturgassen med en kondenseringsapparatur i en LNG fabrikk.
Ifølge denne prosessen blir en stor mengde brennstoffavgass inkludert karbondioksid fremstilt fra en kraftkilde (for eksempel en koker) som driver et karbon-dioksidfjernende apparat for fjerning av karbondioksid i naturgassen og et kondenseringsapparat eller lignende i produksjonsprosessen. Den forbrente brennstoffavgassen blir avgitt til luften uten å utføre noen prosessering. Denne brennstoffavgassen fører til miljøproblemer som global varming.
Det er derfor blitt foreslått en fremgangsmåte for presspasning av CO2i sammen med vann inn i en undergrunnsaquifer i stedet for frigivning av CO2til luft (patentdokument 1).
Patentdokument 1: Japansk patentskrift nr. H6-170215.
Det vises videre til HENDRIKS C A ET AL: "Technology and cost of recovering and storing carbon dioxide from an integrated-gasifier, combined-cycle plant" ENERGY, PERGAMON PRESS, OXFORD, GB, vol. 16, no. 11-12, 1 November 1991 (1991-11-01), pages 1277-1293, XP025820164 ISSN: 0360-5442. Samt VAN DER BURGT M J ET AL: "Carbon dioxide disposal from coal-based IGCCs in depleted gas fields"
ENERGY CONVERSION AND MANAGEMENT, ELSEVIER SCIENCE
PUBLISHERS, OXFORD, GB, vol. 33, no. 5-8, 1 May 1992 (1992-05-01), pages 603-610, XP025413042, ISSN: 0196-8904.
Videre vises til AU 728167 B2, EP 0503910 A, US 6655150 B1 og EP 1391669 A.
Problem som skal løses av oppfinnelsen
Ifølge teknologien frembrakt i patentdokument 1 blir CO2blandet med vann, tettheten til en væske i et rør økes og statisk trykk økes, og dette reduserer trykket anvendt i presspasningen slik at det presspasser CO2inn i bakken ved et lavere trykk. Men fordi vann er tilstedeværende vil rørene og lignende lett korrodere. Dersom væsken inneholder en stor mengde av særlig svovel vil nedbrytings-prosessen akselereres.
Det er derfor nødvendig å påføre et antikorrosjonsfor og rustfritt stål av høy kvalitet til rørene og lignende, noe som øker kostnadene ufordelaktig.
Den foreliggende oppfinnelsen er frembrakt med tanke på de ovenfornevnte problemene. Det er et mål ved den foreliggende oppfinnelsen å frembringe et urenhetsfjerningssystem og en fremgangsmåte for å fjerne urenheter uten rørkorrosjon.
Midler for å løse problemet
En første utførelse av oppfinnelsen for å løse det ovenfornevnte problemet inkluderer et system for fjerning og deponering av urenheter som rommes i en målgass som er naturgass eller en olje medfølgende gass, der systemet omfatter: - et urenhetsfjernende apparat for fjerning av uren gass fra målgassen mens målgassen er i gassform; - en kompressor som komprimerer den urene gassen for å produsere komprimert uren gass; og - et tørkeapparat som fjerner vann i den komprimerte urene gassen for å produsere tørket, komprimert uren gass, - midler for å deponere den tørkede, komprimert urene gassen i en undergrunnsaquifer, - en drivenhet som omfatter en gassturbin eller en gassmotor eller en dampturbin som er innrettet til å drive kompressoren, og en koker for å gjenvinne spillvarme som frigjøres fra drivenheten for å produsere damp, og midler innrettet til å benytte dampen som en varmekilde under fjerning av urenhetene.
Den urene gassen kan inkludere karbondioksid. Videre kan den urene gassen inkluderer hydrogensulfid.
Systemet kan også omfatte et apparat for fjerning av karbondioksid som fjerner karbondioksid avgitt fra drivenheten, og utstyr for å blande karbondioksid med den urene gassen, hvori kompressoren komprimerer en blanding av karbondioksidet og den urene gassen.
En andre utførelse av oppfinnelsen for å løse det ovenfor nevnte problemet inkluderer en fremgangsmåte for fjerning og deponering av urenheter som rommes i en målgass som er naturgass eller en olje medfølgende med gass, omfattende trinnene: - fjerning av uren gass fra målgassen mens målgassen er i gassform; - komprimering av den urene gassen for å produsere komprimert uren gass; - fjerning av vann fra den komprimerte urene gassen for å produsere tørket, komprimert uren gass, - deponering av den tørkede, komprimert urene gassen i en undergrunnsaquifer, - drift av kompressor av en drivenhet som omfatter en gassturbin eller en gassmotor eller en dampturbin, og oppsamling av damp produsert av en koker som gjenvinner spillvarme som frigjøres fra drivenheten, og - benytte dampen som en varmekilde under fjerning av urenhetene.
Tilsvarende kan den urene gassen inkludere karbondioksid. Den urene gassen kan likeledes inkludere hydrogensulfid.
Fremgangsmåten kan videre omfatte fjerning av karbondioksid avgitt fra en drivenhet som utfører komprimeringen, og blande karbondioksid med den urene gassen, hvori komprimeringen omfatter komprimering av blandingen av karbondioksid og den urene gassen.
Virkninger av oppfinnelsen
Etter at kompressoren kompresserer urenheter vil ifølge den foreliggende oppfinnelsen tørkeapparatet fjerne vann fra gassen for å gi en tørr gass. Det er derfor mulig å forebygge korrosjon av rørene for introdusering av gass inn i bakken og forbedre holdbarheten over lange tidsperioder. I tillegg kan global oppvarming unngås fordi urenheter som karbondioksid ikke diffunderer i luften.
Kort beskrivelse av tegningene
Fig. 1 er en skjematisk fremstilling av et system for fjerning av urenheter ifølge en første utførelse av oppfinnelsen. Fig. 2 er et spesifikt eksempel på et system for fjerning av urenheter ifølge den første utførelsen. Fig. 3 er en skjematisk fremstilling av et apparat som bruker en gassturbin som en driv ifølge en andre utførelse av oppfinnelsen. Fig. 4 er en skjematisk fremstilling av et apparat som inkluderer et apparat for gjenvinning av karbondioksid ifølge den andre utførelsen. Fig. 5 er en skjematisk fremstilling av et karbondioksidfjerningsapparat ifølge en tredje utførelse. Fig. 6 er en skjematisk fremstilling av et apparat som bruker en motor som en drive ifølge en fjerde utførelse, og Fig. 7 er et skjematisk diagram av et apparat som bruker en dampturbin som en driv ifølge en femte utførelse. Forklaringer av henvisningstall
Beste måte(r) å utføre oppfinnelsen på
Den foreliggende oppfinnelsen vil forklares i detaljer med referanse til de medfølgende tegningene. Vær oppmerksom på at den foreliggende oppfinnelsen ikke er begrenset til de følgende utførelsene. Bestanddeler av utførelsene inkluderer noen som fagfolk lett vil komme på og noen som er for det meste ekvivalente dertil.
Første utførelse
Systemet for fjerning av urenheter ifølge den første utførelsen av oppfinnelsen vil bli forklart med referanse til de medfølgende tegningene.
Fig. 1 er en skjematisk fremstilling av et system for fjerning av urenheter ifølge den første utførelsen.
Som vist i Fig. 1 blir systemet for fjerning av urenheter ifølge den første utførelsen anvendt for deponering av urenheter i naturgass (eller olje medfølgende gass) 11. Systemet for fjerning av urenheter inkluderer en apparatur for fjerning av urenheter 13 som fjerner urenheter fra gass, en kompressor 15 som kom presserer fjernet uren gass 12 og som er drevet av driv 14, og et tørkeapparat 18 som fjerner vann 17 fra kompresser! uren gass 16. Systemet for fjerning av urenheter avsetter tørket og kompresser! uren gass 19 inn i undergrunnsaquifer 20.
Naturgass med urenheter fjernet 21 blir levert til et gasskondensasjonsapparat 22 som kondenserer naturgassen og som er i en LNG fabrikk, for å bli flytende naturgass (LNG) 23. Denne flytende naturgassen 23 eksporteres over hele verden av for eksempel LNG skip. Alternativt blir naturgass 21 i gassform av og til levert til for eksempel en GTL fabrikk gjennom en hovedrørledning uten å kondenseres.
I apparatene ifølge denne utførelsen blir etter kompressering av den urene gassen 12 av kompressor 15 vann fjernet av tørkeapparat 18 for å oppnå en tørket og kompresser! uren gass 19. Det er derfor mulig å forebygge korrosjon av et rør for introdusering inn i bakken av tørket og kompresser! uren gass 19 og å forbedre holdbarheten til fabrikkfasilitetene over lang tid. Siden karbondioksid (CO2) som den urene gassen ikke blir spredt i luften, er det også mulig å forebygge global oppvarming. Siden hydrogensulfid (H2S) som den urene gassen ikke spres samtidig med karbondioksid er det ikke nødvendig separat å frembringe en prosesserings-apparatur for fiksering av S-komponenten og derfor mulig å forenkle fabrikkfasilitetene.
Med referanse til Fig. 2 vil et eksempel på et system for prosessering av urenheter bli spesifikt forklart.
Ifølge denne utførelsen blir karbondioksid (CO2) eksemplifiser! som den urene gassen. Men urenhetsfjerningsapparaturen kan på lignende vis fjerne hydrogensulfid (H2S) som urenheten.
Som vist i Fig. 2 inkluderer urenhetsfjerningssystemet urenhetsfjerningsapparat 13 som fjerner den urene gassen 12 tilstedeværende i naturgass 11, kompressor 15 som kompresserer den fjernede urene gassen 12, tørkeapparat 18 som tørker den kompresserte urene gassen 16, og et rør 25 for å levere den tørkede og kompresserte urene gassen 19 inn i undergrunnsaquifer 20.
Som vist i detalj i Fig. 2 inkluderer urenhetsfjerningsapparat 13 en absorpsjonskolonne 52 som kontakter den C02-inneholdende gassen 11 som inneholder CO2som den urene gassen med en CCVabsorberende væske 51 som absorberer CO2, en matingslinje 54 som leverer en rik oppløsning 53 som absorberer CO2avgitt fra en nedre del av absorpsjonskolonne 52, en regenereringskolonne 55 som regenererer den leverte rike oppløsningen 53, og en matingslinje 58 som leverer en mager oppløsning (regenerert væske) 56 hvorfra CO2fjernes fra regenereringskolonne 55 til absorpsjonskolonne 52 med en matingspumpe 57. Henvisningstall 60 er en varmeveksler og 61 er en kjøler stilt til rådighet når det trengs.
I en lavere del av regenereringskolonne 55 blir den absorberende væsken regenerert med varme fra regenereringsvarmer 62 hvortil damp med lavt trykk 59 blir tilveiebrakt, kjølt ned av varmeveksler 60 og kjøler 61 som tilveiebringes når de trengs, gjennom matingslinje 58, og returnert til CO2absorpsjonskolonne 52.
I en øvre del av regenereringskolonne 55 blir CO2separert fra den absorberende væsken kontaktet med tilbakestrømmingsvann 63 levert fra en dyse (ikke vist), og nedkjølt av en regenereringskolonnetilbakeflytingsnedkjøler 64. Damp som følger med CO2separeres fra det kondenserte tilbakeflytningsvannet av en CO2separator 65, og forsynes til kompressor 15 som uren gass 12 gjennom en gjenvunnet CO2tømmeledning 66. En del av den urene gassen 12 levert gjennom tømmelinjen 67 er for eksempel 20x10<6>SCFD (Standard kubiske fot per dag) ved 0,05 megapascal.
Den urene gassen (CO2) 12 levert fra den gjenvunne CO2tømmelinjen 66 blir levert til kompressor 15 drevet av driv 14, kompressert av kompressor 15, og så levert til tørkeapparat 18.
Tørkeapparat 18 er konfigurert med en gassvæskeseparator 18-1 og en dehydreringskolonne 18-2. Gassvæskeseparatoren 18-1 fjerner det meste av vannet i gassen, og dehydreringskolonne 18-2 bestemmer vannmengden i gassen som en forhåndsbestemt konsentrasjon (50 deler per millioner eller mindre).
Dehydreringskolonne 18-2 bruker trietylenglykol og lignende som dehydrerings-middel.
Den tørkede og kompresserte urene gassen 19 tørket av tørkeapparat 18 blir avsatt i undergrunnsaquifer 20 gjennom et rør. På det tidspunkt er kompresjonstrykket for eksempel 14 megapascal.
En absorbent for urene gasser som CO2som kan anvendes ifølge den foreliggende oppfinnelsen er ikke særlig begrenset. Men alkanolaminer som har en alkohol hydroksylgruppe kan nevnes. Eksempler på slike alkanolaminer inkluderer monoetanolamin, dietanolamin, trietanolamin, metyldietanolamin, diisopropanolamin, og diglykolamin. Vanligvis er monoetanolamin (MEA) fortrinnsvis anvendt. Eksempler på blokkerte aminer som har en alkoholhydroksylgruppe inkluderer 2-amino-2-metyl-1-propanol (AMP), 2-(etylamino)-etanol (EAE), 2-(metylamino)-etanol (MAE), og 2-(dietylamino)-etanol (DEAE).
Andre utførelse
Et system for fjerning av urenheter som vist i Fig. 3 anvender en gassturbin 70 som et eksempel på en driv som driver kompressor 15. Siden systemet for fjerning av urenheter kan bruke en gassmotor som driv på lignende vis vil ikke bruken av en gassmotor bli nærmere forklart heri.
Som vist i Fig. 3 er gassturbin 70 som driver kompressor 15 drevet av brenngass 72 levert fra en brenngasslinje 71, og roterer kompressor 15, og kompresserer derved den urene gassen 12. En gassammensetning av brenngass 72 er 90% metan og 10% etan med en lavere oppvarmingsverdi (LHV) på 9220 kcal/Nm<3>og en gass-mengde på 1640 Nm<3>/hr. Dersom det ikke er nok damp kan mer damp produserer ved å varme opp en spillvarmevarmegjenvinningskoker 74 med brenngass 72 levert gjennom en brennstoffsledning 71a.
Avgass 73 fra gassturbin 70 blir varmevekslet med levert vann 75 av spillvarmegjenvinningskoker 74 som mottar varmen til avgass 73 og derved produserer damp 76. Avgassen blir så sluppet utfra røykkanal 77. Mengden damp 76 oppnådd heri er 14,8 t/hr ved 0,3 megapascal. Mengden vekslet varme er for eksempel 7,56x10<6>kcal/hr.
Dampen 76 blir anvendt for lavtrykksdampen 59 som vist i Fig. 2.
Et system for fjerning av urenheter som vist i Fig. 4 er konstruert for å gjenvinne og fjerne CO2tilstedeværende i avgass 73 utsatt for varmeveksling ved spillvarmegjenvinningskoker 74 i systemet for fjerning av urenheter som vist i Fig. 3. Like henvisningstall er like bestandselementer som de vist i Fig. 3, og derfor vil forklaringer derav ikke gis.
Som vist i Fig. 4 blir en karbondioksidgjenvinningsapparatur 78 tilveiebrakt på baksiden av spillvarmegjenvinningskoker 74. CO2fjernet av karbondioksidgjenvinningsapparatur 78 som gjenvinner og fjerner karbondioksid blir blandet med den urene gassen 12. Den resulterende blandingsgassen blir kompresser! av kompressor 15 og tørket før den avsettes i undergrunnsaquifer 20. Med dette arrangementet blir CO2i avgassen fra spillvarmegjenvinningskoker 74 som er utstyrt med gassturbinen ikke spredt i luften, og det bidrar derved til å unngå global varming.
Tredje utførelse
Fig. 5 er et skjematisk diagram av et eksempel på karbondioksidgjenvinningsapparat 78 som vist i Fig. 4. Et system for fjerning av urenheter som vist i Fig. 5 har hoved-sakelig den samme apparatkonfigurasjonen som urenhetsfjerningsapparatet forklart ovenfor. Like henvisningstal er like bestanddeler og derfor vil forklaringer derav ikke gis.
Som vist i Fig. 5 blir avgass 73 fra spillvarmegjenvinningskoker 74 introdusert inn i absorpsjonskolonne 52 og kontaktet med den absorberende væsken 51 i absorpsjonskolonne 52, og derved blir CO2fjernet. C02-fjernet avgass 79 blir levert til røykkanal 77 og spredt i luften. Videre blir separert og gjenvunnet CO2blandet med uren gass 12 og den resulterende blandingsgassen blir kompressert av kompressor 15.
Damp 76 fra spillvarmegjenvinningskoker 74 vist i Fig. 4 blir også anvendt for damp ved lagt trykk 59 brukt i en regenereringsbehandling utført av regenereringskolonne 55 på karbondioksidgjenvinningsapparat 78.
Fjerde utførelse
Fig. 6 viser et apparat som anvender en motor 80 som en drivkilde som driver kompressor 15. Elektrisitet 81 for å drive motoren 80 blir generert av generator 82 drevet av gassturbin 70. Gjenvinning av CO2i avgass 73 som har blitt utsatt for varmeveksling av spillvarmegjenvinningskoker 74 blir utført lignende som vist i Fig.
4. I Fig. 6 henviser like henvisningstall til like bestanddeler som de som vist i Fig. 4, og derfor vil de ikke nærmere forklares. Med den ovenfornevnte konfigureringen blir CO2i avgassen fra spillvarmegjenvinningskoker 74 utstyrt med gassturbin 70 når elektrisitet 81 for å drive motor 80 blir fremskaffet fra generator 82 ikke sluppet ut i luften, og bidrar derved til å unngå global oppvarming.
Femte utførelse
Fig. 7 viser et apparat som bruker en dampturbin 91 som drivkilde til å drive kompressor 15. Damp ved høyt trykk 92 (4 megapascal) blir oppnådd ved varmeveksling utført i en koker 94 ved leverte brenngass 93. Damp med lavt trykk 95 (0,3 megapascal) sluppet ut fra dampturbin 91 anvendes for dampen med lavt trykk 59 for bruk i urenhetsfjerningsapparat 13 og karbondioksidgjenvinningsapparat 78. Som et resultat derav kan damp med lavt trykk 95 fra dampturbin 91 bli effektivt anvendt. Gassen i naturgass og CO2i avgassen blir ikke spredt i luften, og bidrar derved til å unngå global varming.
Etter at urenheter som karbondioksid avgitt fra kokeren eller lignende utstyrt med gassturbinen fjernes blir dampturbinen eller lignende fjernet og den resulterende gassen samt den urene gassen 12 blir avsatt i undergrunnsaquiferen. Det er derved mulig å forebygge global varming. Utstyret som følger med gassturbinen, dampturbinen, eller lignende, er ikke begrenset til kokeren eller lignende. Tilfeldig utstyr kan anvendes så lenge som det blir kvitt urenheter så som karbondioksid.
Industriell anvendbarhet
Som forklart ovenfor blir ifølge den foreliggende oppfinnelsen den urene gassen avsatt inn i undergrunnsaquiferen etter at den er tørket. Derfor er den foreliggende oppfinnelsen passende for en kondensert naturgassfabrikk uten rørkorrosjon, og har forbedret utstyrsholdbarhet.
Claims (8)
1. System for fjerning og deponering av urenheter som rommes i en målgass som er naturgass eller en olje medfølgende gass,
karakterisert vedat systemet omfatter: - et urenhetsfjernende apparat (13) for fjerning av uren gass fra målgassen mens målgassen er i gassform; - en kompressor (15) som komprimerer den urene gassen for å produsere komprimert uren gass; og - et tørkeapparat (18) som fjerner vann i den komprimerte urene gassen for å produsere tørket, komprimert uren gass, - midler for å deponere den tørkede, komprimert urene gassen i en undergrunnsaquifer (20), - en drivenhet som omfatter en gassturbin eller en gassmotor eller en dampturbin som er innrettet til å drive kompressoren (15), og en koker for å gjenvinne spillvarme som frigjøres fra drivenheten for å produsere damp, og midler innrettet til å benytte dampen som en varmekilde under fjerning av urenhetene.
2. System i samsvar med krav 1,karakterisert vedat den urene gassen inkluderer karbondioksid.
3. System i samsvar med krav 1,karakterisert vedat den urene gassen inkluderer hydrogensulfid.
4. System i samsvar med et av kravene 1-3,karakterisert vedat det omfatter: - et apparat for fjerning av karbondioksid som fjerner karbondioksid avgitt fra drivenheten, og - utstyr for å blande karbondioksid med den urene gassen, hvori kompressoren (15) komprimerer en blanding av karbondioksidet og den urene gassen.
5. Fremgangsmåte for fjerning og deponering av urenheter som rommes i en målgass som er naturgass eller en olje medfølgende med gass,
karakterisert vedat den omfatter trinnene: - fjerning av uren gass fra målgassen mens målgassen er i gassform; - komprimering av den urene gassen for å produsere komprimert uren gass; - fjerning av vann fra den komprimerte urene gassen for å produsere tørket, komprimert uren gass, - deponering av den tørkede, komprimert urene gassen i en undergrunnsaquifer (20), - drift av kompressor av en drivenhet som omfatter en gassturbin eller en gassmotor eller en dampturbin, og oppsamling av damp produsert av en koker som gjenvinner spillvarme som frigjøres fra drivenheten, og - benytte dampen som en varmekilde under fjerning av urenhetene.
6. Fremgangsmåte i samsvar med krav 5,karakterisert vedat den urene gassen inkluderer karbondioksid.
7. Fremgangsmåte i samsvar med krav 5,karakterisert vedat den urene gassen inkluderer hydrogensulfid.
8. Fremgangsmåte i samsvar med et av kravene 5-7,karakterisertved at den omfatter: - fjerning av karbondioksid avgitt fra en drivenhet som utfører komprimeringen, og - blande karbondioksid med den urene gassen, hvori komprimeringen omfatter komprimering av blandingen av karbondioksid og den urene gassen.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2004117187A JP4585222B2 (ja) | 2004-04-12 | 2004-04-12 | 不純物廃棄システム及び方法 |
| PCT/JP2005/006927 WO2005099890A1 (ja) | 2004-04-12 | 2005-04-08 | 不純物廃棄システム及び方法 |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20055042D0 NO20055042D0 (no) | 2005-10-31 |
| NO20055042L NO20055042L (no) | 2007-01-11 |
| NO338626B1 true NO338626B1 (no) | 2016-09-19 |
Family
ID=35149813
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20055042A NO338626B1 (no) | 2004-04-12 | 2005-10-31 | System og fremgangsmåte for avfallshåndtering |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7544337B2 (no) |
| EP (1) | EP1745844B1 (no) |
| JP (1) | JP4585222B2 (no) |
| CA (1) | CA2532213C (no) |
| DK (1) | DK1745844T3 (no) |
| NO (1) | NO338626B1 (no) |
| WO (1) | WO2005099890A1 (no) |
Families Citing this family (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2673129C (en) * | 2006-12-07 | 2013-09-17 | Roman Bilak | Method for reducing the emission of green house gases into the atmosphere |
| AU2010239718B2 (en) | 2009-04-20 | 2016-02-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Cryogenic system for removing acid gases from a hyrdrocarbon gas stream, and method of removing acid gases |
| CN101857812B (zh) * | 2010-06-18 | 2013-03-20 | 霸州市利华燃气储运有限公司 | 油田伴生气的中压浅冷净化系统 |
| DE102010041536A1 (de) * | 2010-09-28 | 2012-03-29 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren zur Abscheidung von Kohlendioxid, sowie Gasturbinenanlage mit Kohlendioxid Abscheidung |
| CN101985567A (zh) * | 2010-09-30 | 2011-03-16 | 大连海奥膜技术有限公司 | 油田伴生气膜法轻烃回收方法及系统 |
| TWI593872B (zh) * | 2011-03-22 | 2017-08-01 | 艾克頌美孚上游研究公司 | 整合系統及產生動力之方法 |
| US8802043B2 (en) * | 2012-06-28 | 2014-08-12 | Babcock & Wilcox Power Generation Group, Inc. | Method for controlling acidic compounds produced for oxy-combustion processes |
| CN104059706A (zh) * | 2014-05-28 | 2014-09-24 | 郑州光力科技股份有限公司 | 一种用于瓦斯抽放系统的除水、除尘装置 |
| JP6199918B2 (ja) | 2015-02-26 | 2017-09-20 | 三菱重工業株式会社 | 天然ガスから二酸化炭素を分離するシステム及び方法 |
| CN105626898B (zh) * | 2015-12-30 | 2019-02-15 | 光力科技股份有限公司 | 一种气路除水装置 |
| CN114377513B (zh) * | 2022-01-13 | 2023-02-28 | 杭州弘泽新能源有限公司 | 一种用于油田伴生气回收处理的移动车组系统及方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0503910A1 (en) * | 1991-03-15 | 1992-09-16 | Air Products And Chemicals, Inc. | Carbon dioxide and acid gas removal and recovery process for fossil fuel fired power plants |
| AU728167B2 (en) * | 1996-08-28 | 2001-01-04 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Process for the removal and high-pressure recovery of carbon dioxide from a high-pressure raw gas and system therefor |
| US6655150B1 (en) * | 1999-02-19 | 2003-12-02 | Norsk Hydro Asa | Method for removing and recovering CO2 from exhaust gas |
| EP1391669A2 (en) * | 2002-08-21 | 2004-02-25 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Plant and method for producing liquefied natural gas and recovering carbon dioxide contained in natural gas and in a combustion exhaust gas |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1968864A (en) * | 1929-12-27 | 1934-08-07 | Sullivan Machinery Co | Pump controlling apparatus |
| US4483834A (en) * | 1983-02-03 | 1984-11-20 | Uop Inc. | Gas treating process for selective H2 S removal |
| JPH06170215A (ja) * | 1992-12-07 | 1994-06-21 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 地中への二酸化炭素圧入方法 |
| JP3626796B2 (ja) | 1995-10-03 | 2005-03-09 | 三菱重工業株式会社 | 高圧天然ガス中の高濃度炭酸ガスを除去する方法 |
| FR2753719B1 (fr) | 1996-09-24 | 1998-11-27 | Procede de deshydratation et de degazolinage d'un gaz, comportant deux etapes complementaires de regeneration du solvant | |
| JP2000054855A (ja) * | 1998-08-07 | 2000-02-22 | Ebara Corp | 外部加熱式ガスタービン |
| JP2002327895A (ja) * | 2001-05-01 | 2002-11-15 | Sumitomo Electric Ind Ltd | 液体二酸化炭素の貯蔵方法及び貯蔵容器 |
-
2004
- 2004-04-12 JP JP2004117187A patent/JP4585222B2/ja not_active Expired - Fee Related
-
2005
- 2005-04-08 EP EP05728515.7A patent/EP1745844B1/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-04-08 WO PCT/JP2005/006927 patent/WO2005099890A1/ja not_active Application Discontinuation
- 2005-04-08 US US10/563,010 patent/US7544337B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-04-08 DK DK05728515.7T patent/DK1745844T3/da active
- 2005-04-08 CA CA2532213A patent/CA2532213C/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-10-31 NO NO20055042A patent/NO338626B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0503910A1 (en) * | 1991-03-15 | 1992-09-16 | Air Products And Chemicals, Inc. | Carbon dioxide and acid gas removal and recovery process for fossil fuel fired power plants |
| AU728167B2 (en) * | 1996-08-28 | 2001-01-04 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Process for the removal and high-pressure recovery of carbon dioxide from a high-pressure raw gas and system therefor |
| US6655150B1 (en) * | 1999-02-19 | 2003-12-02 | Norsk Hydro Asa | Method for removing and recovering CO2 from exhaust gas |
| EP1391669A2 (en) * | 2002-08-21 | 2004-02-25 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Plant and method for producing liquefied natural gas and recovering carbon dioxide contained in natural gas and in a combustion exhaust gas |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| HENDRIKS, C.A. ; BLOK, K. ; TURKENBURG, W.C.: "Technology and cost of recovering and storing carbon dioxide from an integrated-gasifier, combined-cycle plant", ENERGY, ELSEVIER, AMSTERDAM, NL, vol. 16, no. 11-12, 1 November 1991 (1991-11-01), AMSTERDAM, NL, pages 1277 - 1293, XP025820164, ISSN: 0360-5442, DOI: 10.1016/0360-5442(91)90002-4 * |
| VAN DER BURGT, M.J. ; CANTLE, J. ; BOUTKAN, V.K.: "Carbon dioxide disposal from coal-based IGCC's in depleted gas fields", ENERGY CONVERSION AND MANAGEMENT., ELSEVIER SCIENCE PUBLISHERS, OXFORD., GB, vol. 33, no. 5-8, 1 May 1992 (1992-05-01), GB, pages 603 - 610, XP025413042, ISSN: 0196-8904, DOI: 10.1016/0196-8904(92)90062-2 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP1745844A1 (en) | 2007-01-24 |
| US20060177364A1 (en) | 2006-08-10 |
| EP1745844A4 (en) | 2010-02-17 |
| NO20055042D0 (no) | 2005-10-31 |
| NO20055042L (no) | 2007-01-11 |
| WO2005099890A1 (ja) | 2005-10-27 |
| EP1745844B1 (en) | 2013-05-29 |
| DK1745844T3 (da) | 2013-06-10 |
| CA2532213C (en) | 2011-01-18 |
| US7544337B2 (en) | 2009-06-09 |
| CA2532213A1 (en) | 2005-10-27 |
| JP4585222B2 (ja) | 2010-11-24 |
| JP2005296817A (ja) | 2005-10-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO338626B1 (no) | System og fremgangsmåte for avfallshåndtering | |
| AU2009343524B2 (en) | Apparatus for recovering CO2 and method therefor | |
| JP5230088B2 (ja) | Ｃｏ２回収装置及び方法 | |
| AU2008322922B2 (en) | Method for removing carbon dioxide from fluid flows, in particular combustion exhaust gases | |
| JP4971433B2 (ja) | 炭化水素および酸素の共吸収を低減させた、流体流からの酸性のガスの除去 | |
| CA2557454C (en) | System and method for recovering co2 | |
| CA2819904C (en) | Method and absorbent composition for recovering a gaseous component from a gas stream | |
| RU2571142C2 (ru) | Способ осаждения двуокиси углерода, а также газотурбинная установка с осаждением двуокиси углерода | |
| KR20070053738A (ko) | Ｃｏ₂의 제거를 포함하는 연소 가스의 초강력 세척 | |
| AU2014335404B2 (en) | Reclaiming device and method, and device for recovering CO2 and/or H2S | |
| KR20110110244A (ko) | 화석 연료 발전 설비의 배기 가스로부터 이산화탄소를 분리하기 위한 방법 및 장치 | |
| JP4436068B2 (ja) | 石炭ガス化プラント、および石炭ガス化方法、および石炭ガス化発電プラント、並びに石炭ガス化プラントの増設設備 | |
| EP3047893A1 (en) | Reclaiming device and method and recovery device for co2, h2s, or both | |
| JP2007284272A (ja) | Ｃｏ２回収装置及びｃｏ２回収方法 | |
| RU2778305C1 (ru) | Композитный аминовый абсорбент, способ и устройство для удаления co2 или h2s, либо и co2, и h2s | |
| US9028593B2 (en) | Method and absorbent compositions for recovering a gaseous component from a gas stream | |
| WO2024054119A1 (en) | Carbon capture for gas turbines | |
| RU2575519C2 (ru) | Интегрирование тепла при захвате со2 | |
| Iijima et al. | System and method for recovering CO2 | |
| AU2007258038A1 (en) | Optimization of amine regeneration system start-up using flash tank pressurization |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |