RU2147917C1 - Способ предобработки природного газа под давлением - Google Patents
Способ предобработки природного газа под давлением Download PDFInfo
- Publication number
- RU2147917C1 RU2147917C1 RU95101379A RU95101379A RU2147917C1 RU 2147917 C1 RU2147917 C1 RU 2147917C1 RU 95101379 A RU95101379 A RU 95101379A RU 95101379 A RU95101379 A RU 95101379A RU 2147917 C1 RU2147917 C1 RU 2147917C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- zone
- condensate
- hydrogen sulfide
- hydrocarbons
- water
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 72
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 23
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 32
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 32
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 31
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims abstract description 31
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 24
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 20
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 20
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims abstract description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 45
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 9
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 8
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 4
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 16
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 abstract description 8
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 abstract description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 8
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 7
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 6
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 6
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 5
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 4
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000012466 permeate Substances 0.000 description 2
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002574 poison Substances 0.000 description 1
- 231100000614 poison Toxicity 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000005063 solubilization Methods 0.000 description 1
- 230000007928 solubilization Effects 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 238000003809 water extraction Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1456—Removing acid components
- B01D53/1468—Removing hydrogen sulfide
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials
Abstract
Изобретение относится к способу предобработки природного газа под давлением, содержащего сероводород, с которым может быть скомбинирован диоксид углерода. По способу по крайней мере часть природного газа, насыщенного водой и содержащего большую часть углеводородов и значительное количество сероводорода, вводят в контакт в одной зоне контактирования и испарения при температуре 0-100°С и давлении более 10 бар с по крайней мере частью рециркулируемого жидкого конденсата. Из головной части вышеуказанной зоны рекуперируют паровую фазу, содержащую сероводород и углеводороды. Из нижней части зоны рекуперируют жидкий эфлюент, содержащий большую часть сероводорода, воду и минимальное количество углеводородов. По крайней мере частично паровую фазу охлаждают и конденсируют при температуре (-80) - (30)oC в зоне охлаждения или снижения давления. Полученный конденсат отделяют в зоне разделения и рекуперируют газ, обогащенный углеводородами и обедненный сероводородом. Жидкий конденсат, обогащенный сероводородом и содержащий углеводороды, рециркулируют в зону контактирования. Жидкий эфлюент вводят в вышеуказанную эксплуатационную или другую скважину. Данное изобретение позволяет повысить эффективность процесса. 9 з.п.ф-лы, 1 ил., 1 табл.
Description
Изобретение относится к способу предобработки природного газа под давлением, в частности очень кислого природного газа, содержащего значительное количество сероводорода (H2S), с которым может быть скомбинирован диоксид углерода (CO2).
Этот тип природного газа уже является предметом европейской заявки на патент B-0362023, поданной заявителем.
Когда газоразработчик при обработке очень кислого природного газа, содержащего, например, более 20 мол.% сероводорода, проводит сопоставление преимущественно в том отношении, что мощность добычи газа выше 2 млн.м3 в день и что производство серы экономически неоправдано, то этот газоразработчик стоит перед дилеммой: Как удалить значительное количество сероводорода, не нарушая норм безопасности и окружающей среды? Как уменьшить относительный расход энергии на отделение и удаление сероводорода?
Иногда удаление сероводорода и диоксида углерода, происходящих из природного газа, может быть достигнуто путем повторного нагнетания рекуперированной смеси в резервуар в процессе истощения, что позволяет избегать устройства ниже установок для рекуперации серы, которые дорогостоящие и расход энергии которых повышенный.
Иногда удаление сероводорода и диоксида углерода, происходящих из природного газа, может быть достигнуто путем повторного нагнетания рекуперированной смеси в резервуар в процессе истощения, что позволяет избегать устройства ниже установок для рекуперации серы, которые дорогостоящие и расход энергии которых повышенный.
Для того, чтобы иметь возможность продавать газ, содержащий менее 3 объемн. м. д. сероводорода, нужно применять способы отделения, которые должны быть селективными по отношению к этому яду, поскольку одновременное удаление диоксида углерода и сероводорода не требует одних и тех же усилий в отношении чистоты. В самом деле, в предназначенном для продажи газе могут содержаться 2 - 4 об.% CO2. Этой цели можно достигать с помощью способа, осуществляемого в две стадии: стадии частичного уменьшения содержания кислых компонентов по способу отделения с помощью мембран, затем стадии промывки таким образом частично очищенного газа селективным растворителем или амином. В самом деле, известно, что селективные мембраны могут более легко пропускать H2S и CO2, чем углеводороды (особенно метан), содержащиеся в природном газе. Этот способ априори простой, однако имеет серьезные недостатки, особенно когда обогащенный сероводородом кислый газ нужно снова нагнетать в резервуар при высоком давлении.
Основной недостаток предобработки путем пропускания через мембрану состоит в том, что обогащенный H2S и CO2 пермеат нужно рекуперировать ниже мембраны при очень незначительном давлении, чтобы способ стал эффективным. Отсюда следует, что если газ ни не сжигают в виде факела, ни не направляют в установку рекуперации серы, его необходимо снова сжимать до давления резервуара, что имеет следствием повышенный расход на сжатие и значительный расход энергии.
Второй недостаток способа пропускания через мембрану возникает вследствие того, что эта мембрана неполностью селективна для кислых газов, так как она позволяет осуществляться значительной диффузии метана в пермеат. Потеря выпускаемого в продажу метана может составлять 10 - 15% вводимой загрузки.
Одним из предметов изобретения, следовательно, является избежание вышеуказанных недостатков.
Другим предметом является предобработка природного газа, очень обогащенного сероводородом и диоксидом углерода, чтобы сделать его пригодным для эксплуатации и продажи, не нанося вреда окружающей среде.
Следующим предметом изобретения является дегидратация этого газа и удаление большей части кислых компонентов в жидкой форме в резервуаре в процессе истощения.
Вообще, изобретение относится к способу предобработки природного газа под давлением, происходящего, по крайней мере, из эксплуатационной скважины, насыщенного водой и содержащего большую часть углеводородов и значительное количество сероводорода, отличающемуся тем, что:
а) по крайней мере в одной зоне контактирования (5) и выпаривания, в соответствующих условиях контакта, по крайней мере часть природного газа вводят в контакт по крайней мере с частью рециркулированного жидкого конденсата, происходящего из стадии (d) ниже, и из головной части вышеуказанной зоны рекуперируют паровую фазу, содержащую сероводород и углеводороды, а из нижней части указанной зоны рекуперируют жидкий эфлюент, содержащий большую часть сероводорода, воду и минимальную долю углеводородов;
б) по крайней мере частично паровую фазу охлаждают и конденсируют путем стадии охлаждения или снижения давления в адекватных условиях в зоне охлаждения или снижения давления;
в) полученный конденсат отделяют в зоне отделения и рекуперируют газ, обогащенный углеводородами и обедненный сероводородом, и жидкий конденсат, обогащенный сероводородом и содержащий углеводороды;
г) вышеуказанный конденсат рециркулируют в зону контактирования и
д) жидкий эфлюент снова вводят в вышеуказанную эксплуатационную скважину или в другую скважину.
а) по крайней мере в одной зоне контактирования (5) и выпаривания, в соответствующих условиях контакта, по крайней мере часть природного газа вводят в контакт по крайней мере с частью рециркулированного жидкого конденсата, происходящего из стадии (d) ниже, и из головной части вышеуказанной зоны рекуперируют паровую фазу, содержащую сероводород и углеводороды, а из нижней части указанной зоны рекуперируют жидкий эфлюент, содержащий большую часть сероводорода, воду и минимальную долю углеводородов;
б) по крайней мере частично паровую фазу охлаждают и конденсируют путем стадии охлаждения или снижения давления в адекватных условиях в зоне охлаждения или снижения давления;
в) полученный конденсат отделяют в зоне отделения и рекуперируют газ, обогащенный углеводородами и обедненный сероводородом, и жидкий конденсат, обогащенный сероводородом и содержащий углеводороды;
г) вышеуказанный конденсат рециркулируют в зону контактирования и
д) жидкий эфлюент снова вводят в вышеуказанную эксплуатационную скважину или в другую скважину.
Под углеводородами понимают по существу метан и незначительные количества этана, пропана и бутана. Кислый природный газ может иметь парциальное давление сероводорода по крайней мере 5 бар и предпочтительно по крайней мере 10 бар (1 бар = 105 Па). Он может также содержать диоксид углерода.
Для того, чтобы реализовать хорошее разгазирование в зоне контактирования (стрипперирование) между жидким конденсатом и очень кислым природным газом, выходящим из скважины, этот конденсат можно подогревать, по крайней мере, частично с помощью теплообменника для испарения, по крайней мере части углеводородов, которые в нем содержатся в слишком большом количестве.
Согласно другому варианту способа конденсат можно подогревать с помощью по крайней мере части паровой фазы, покидающей зону контактирования, в соответствующей зоне теплообмена. Может быть предпочтительным комбинирование этих двух способов подогрева, чтобы лучше испарять углеводороды, которые должны быть рекуперированы, и повышать растворимость воды в жидком потоке, содержащем H2S.
Выпаривание метана и легких углеводородов, растворенных в смеси, может прямо охлаждать газообразную загрузку, происходящую из скважины, например, до 5 - 10oC, что может иметь следствием осаждение гидратов, образующихся в присутствии свободной воды и H2S. Их рекуперируют в жидкой фазе, которую снова нагнетают в резервуар в процессе истощения. Камера для осуществления контакта жидкого и газообразного потоков, предпочтительно циклон, может быть, с этой точки зрения, приспособлена для рекуперации этих гидратов в своей нижней части.
Растворимость воды в жидкой фазе H2S увеличивается скорее (например, более 1 мол.% в экспериментальных условиях: 25oC, 85 абс. бар) таким образом, что в значительной степени вся вода кислого газа, входящего в камеру, может быть перемешена путем солюбилизации в жидкую фазу, обогащенную H2S, образующую вышеуказанный жидкий эфлюент, который снова вводят в резервуар. В действительности речь идет о стадии экстракции воды, которая сводит к минимуму или полностью удаляет конденсацию воды и образование свободной воды в стадии охлаждения и конденсации.
Однако, если паровая фаза, выходящая из головной части этой камеры, содержит еще значительное количество воды, то выше зоны охлаждения можно вводить соответствующее количество метанола в вышеуказанную паровую фазу, чтобы предотвратить образование гидрата в зоне охлаждения.
Вода и спирт, отделенные после конденсации из едкого конденсата в сепараторе, могут быть рециркулированы согласно первому варианту вместе с конденсатом в зону контактирования. Одну часть этого метанола можно испарять вместе с газовой фазой, другую часть в виде жидкой фазы снова нагнетать в скважину.
Согласно другому варианту отделенные после конденсации воду и метанол из конденсата можно направлять в многоэтажную зону стрипперирования, функционирующую противотоком и использующую по крайней мере часть паровой фазы. Тогда из головной части зоны стрипперирования рекуперируют парообразный эфлюент, обогащенный метанолом, который рециркулируют выше зоны охлаждения, а из нижней части - воду, которую можно снова вводить в резервуар. Эта зона стрипперирования предпочтительно мажет быть интегрирована в зоне контактирования жидкого конденсата с природным газом.
Согласно другой предпочтительной характеристике способа жидкий конденсат, обогащенный сероводородом, можно смешивать с природным газом выше камеры контактирования с помощью статического смесителя, эжектора, пульверизатора или просто при использовании достаточной длины трубы.
Рабочие условия способа обычно следующие:
а) Камера контактирования:
To = 0 - 100oC, предпочтительно 20 - 60oC
P > 10 абс. бар, предпочтительно 40 - 100 бар
б) Зона охлаждения и конденсации:
ToC = -80oC - +30oC, предпочтительно от -40oC до 0oC;
P > 10 абс. бар, предпочтительно 40 - 100 бар
в) Температура подогрева:
ToC = -10oC - +90oC, предпочтительно 10 - 50oC.
а) Камера контактирования:
To = 0 - 100oC, предпочтительно 20 - 60oC
P > 10 абс. бар, предпочтительно 40 - 100 бар
б) Зона охлаждения и конденсации:
ToC = -80oC - +30oC, предпочтительно от -40oC до 0oC;
P > 10 абс. бар, предпочтительно 40 - 100 бар
в) Температура подогрева:
ToC = -10oC - +90oC, предпочтительно 10 - 50oC.
Также может быть предпочтительным сжатие природного газа при выходе из эксплуатационной скважины, особенно когда резервуаром является таковой в процессе истощения.
Изобретение, следовательно, имеет то преимущество, что концентрируют природный газ в виде метана и одновременно дегидратируют его. Кроме того, оно позволяет обогащенный сероводородом эфлюент снова вводить в эксплуатационную скважину в жидкой форме и, следовательно, с меньшей стоимостью, если оказывается необходимым использовать нагнетающее устройство.
Изобретение поясняется подробнее, руководствуясь чертежом и примером, которые иллюстрируют способ, не ограничивая его объема охраны.
Очень кислый природный газ, происходящий из эксплуатационной скважины, под давлением 83 бара и при температуре 50oC, насыщенный водой (1940 мол. м. д.) и содержащий 34 мол.% H2S, 11 мол.% CO2 и 55 мол.% метана (менее 1 вес.% C2+), тангенциально по трубопроводу (1) вводят в камеру контактирования типа циклона (5). Весь газ можно не направлять в циклон (5). Часть газа, в самом деле, можно вводить по трубопроводу (1б) (обозначен пунктирной линией) в устройство для предобработки после циклона (5). До циклона (5) трубопровод (2) и пульверизатор (4) рециркулируют в трубопровод (1) жидкий конденсат, обогащенный сероводородом и диоксидом углерода, содержащий, кроме того, значительное количество метана и который происходит из камеры разделения (3). Этот конденсат подогревают до 30oC с помощью наружного теплообменника (2а) и теплообменника (15), который отдает непосредственно тепло, происходящее из части паровой фазы (трубопровод 6а), который в свою очередь происходит из камеры (5).
Контактирование реализуют в значительной степени при давлении ввода кислого газа (например, 82 бара) и при температуре 38oC. Мгновенное разгазирование и стрипперирование осуществляются в циклоне (5). Жидкую и паровую фазы разделяют и охлаждают до 25oC (температуры ниже таковой образования гидратов) и рекуперируют по трубопроводу (7) из нижней части циклона, предпочтительно конической, под давлением 82 бара жидкий эфлюент, обогащенный сероводородом, диоксидом углерода, водой (гидраты и свободная, растворимая вода) и свободной серой. Этот эфлюент, следовательно, содержит в значительной степени всю воду и только 8,5% метана. Центрифужный насос 9, приспособленный для нагнетания H2S, (неразъемного типа) используют, если необходимо, для нагнетания обогащенного H2S и CO2 жидкого эфлюента снова в нагнетательную скважину (10), которая может быть той же скважиной, откуда происходит природный газ, или другой скважиной. Теплоты нагнетания недостаточно для разрушения (расплавления) транспортируемых гидратов.
Из головной части циклона (5) по трубопроводу (6) рекуперируют газовую фазу, содержащую только 540 м.д. воды, сероводород, CO2 и метан. Ее пропускают через устройства для охлаждения и конденсации, например через обычный теплообменник (12) типа газ-газ, затем через холодильник (20) с пропаном, где газовую фазу охлаждают и конденсируют по крайней мере частично, например, при температуре -18oC. Кроме того, чтобы избежать образования гидратов и льда, в трубопровод (6) по трубопроводу (11) можно вводить метанол выше обменника (12). Несолюбилизированную в газовой фазе воду также можно ингибировать, например, за счет добавки 55 вес.% метанола.
Обогащенный метаном газ и полученный конденсат, также как, в случае необходимости, смесь воды с метанолам, разделяют в сепараторе (3) под давлением 81 бар и при температуре -18oC. Смесь воды с метанолом, рекуперируемую из нижней части сепаратора (3), по трубопроводу (13) можно вводить в трубопровод (8) для рециркуляции конденсата, один раз отделенного.
Согласно другому варианту метанол и вода, рекуперируемые из днища (нижней части) конденсатора (3), направляются по трубопроводу (21) в головную часть многоэтажной зоны стрипперирования (22), работающей противотоком, в которой в качестве стрипперирующего газа используют часть паровой фазы, происходящей из циклона (5). Ее вводят по трубопроводу (23) в основание зоны стрипперирования. Большую часть метанола рекуперируют из головной части по трубопроводу (24) и рециркулируют в трубопровод (6) выше холодильника. Воду рекуперируют из основания зоны стрипперирования по трубопроводу (25).
Конденсат, обогащенный H2S и CO2 и содержащий еще метан и вышеуказанную смесь воды с метанолом, рециркулируют по трубопроводам (8) и (2) и с помощью насоса (14), подобного насосу (9), в камеру (5) контактирования обеих жидкой и газовой фаз после подогрева в теплообменнике (15), как указано выше.
Из головной части сепаратора (3), кроме того, рекуперируют газ, обогащенный метаном и содержащий около 15% H2S и 11% CO2, причем эти содержания позволяют уменьшить размер (габариты) и расход энергии нижерасположенных установок (установки, где используются амины, или установки для других способов, описанные в европейском патенте 442767 и патенте США 5127231 заявителя) для полного удаления H2S.
Материальный баланс приводится в таблице.
Claims (10)
1. Способ предобработки природного газа под давлением, происходящего по крайней мере из эксплуатационной скважины, насыщенного водой и содержащего большую часть углеводородов и значительное количество сероводорода, отличающийся тем, что по крайней мере в одной зоне контактирования и испарения при температуре 0-100oC и давлении более 10 бар вводят в контакт по крайней мере часть природного газа с по крайней мере частью рециркулируемого жидкого конденсата, из головной части вышеуказанной зоны рекуперируют паровую фазу, содержащую сероводород и углеводороды, а из нижней части зоны рекуперируют жидкий эфлюент, содержащий большую часть сероводорода, воду и минимальное количество углеводородов, по крайней мере частично паровую фазу охлаждают и конденсируют при температуре (-80) - (+30)oC в зоне охлаждения или снижения давления, полученный конденсат отделяют в зоне разделения и рекуперируют газ, обогащенный углеводородами и обедненный сероводородом, и жидкий конденсат, обогащенный сероводородом и содержащий углеводороды, конденсат рециркулируют в зону контактирования, жидкий эфлюент вводят в вышеуказанную эксплуатационную или другую скважину.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что конденсат подогревают по крайней мере частично, с помощью наружного теплообменника.
3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что конденсат подогревают по крайней мере с помощью части паровой фазы в зоне теплообмена.
4. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что конденсат рециркулируют выше зоны контактирования.
5. Способ по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что паровая фаза содержит значительное количество воды и выше зоны охлаждения в паровую фазу вводят соответствующее количество метанола.
6. Способ по п.5, отличающийся тем, что воду и метанол отделяют после конденсации от конденсата и рециркулируют с конденсатом.
7. Способ по п.5, отличающийся тем, что воду и метанол отделяют после конденсации от конденсата и направляют в многоэтажную зону стрипперирования, где используют по крайней мере часть паровой фазы, и из головной части зоны стрипперирования рекуперируют паровой эффлюент, обогащенный метанолом, который рециркулируют выше зоны охлаждения, а из нижней части зоны стрипперирования рекуперируют воду.
8. Способ по любому из пп.1 - 7, отличающийся тем, что в зоне контактирования температура составляет 20 - 60oC, давление 40-100 бар, в зоне охлаждения и конденсации температура составляет (-40)-(0)oC, давление более 10 бар, предпочтительно 40-100 бар, температура подогрева конденсата составляет (-10)-(90)oC, предпочтительно 10 - 50oC.
9. Способ по любому из пп.1-8, отличающийся тем, что зона контактирования представляет собой циклон.
10. Способ по любому из пп.1-9, отличающийся тем, что природный газ под давлением имеет парциальное давление сероводорода по крайней мере 5 бар, предпочтительно по крайней мере 10 бар.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR9315675A FR2715692B1 (fr) | 1993-12-23 | 1993-12-23 | Procédé de prétraitement d'un gaz naturel contenant de l'hydrogène sulfure. |
| FR93/15675 | 1994-02-01 | ||
| US08/382,405 US5520249A (en) | 1993-12-23 | 1995-02-01 | Process for the pretreatment of a natural gas containing hydrogen sulphide |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU95101379A RU95101379A (ru) | 1996-12-20 |
| RU2147917C1 true RU2147917C1 (ru) | 2000-04-27 |
Family
ID=26230852
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU95101379A RU2147917C1 (ru) | 1993-12-23 | 1995-01-31 | Способ предобработки природного газа под давлением |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5520249A (ru) |
| EP (1) | EP0665046B1 (ru) |
| CA (1) | CA2141660C (ru) |
| DE (1) | DE69500773T2 (ru) |
| DK (1) | DK0665046T3 (ru) |
| ES (1) | ES2110294T3 (ru) |
| FR (1) | FR2715692B1 (ru) |
| MY (1) | MY111622A (ru) |
| NO (1) | NO310471B1 (ru) |
| RU (1) | RU2147917C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2496067C2 (ru) * | 2007-10-19 | 2013-10-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Криогенная обработка газа |
| RU2520121C2 (ru) * | 2012-07-20 | 2014-06-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Обустройству Нефтяных И Газовых Месторождений | Способ подготовки кислого газа для закачки в пласт через нагнетательную скважину |
Families Citing this family (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6149344A (en) * | 1997-10-04 | 2000-11-21 | Master Corporation | Acid gas disposal |
| FR2808223B1 (fr) * | 2000-04-27 | 2002-11-22 | Inst Francais Du Petrole | Procede de purification d'un effluent contenant du gaz carbonique et des hydrocarbures par combustion |
| GB0022688D0 (en) * | 2000-09-15 | 2000-11-01 | Ingen Process Ltd | Removal and disposal of sour reservoir components |
| FR2826371B1 (fr) * | 2001-06-26 | 2005-08-26 | Inst Francais Du Petrole | Procede de pretraitement d'un gaz naturel contenant des composes acides |
| FR2824492B1 (fr) * | 2001-05-11 | 2003-06-27 | Inst Francais Du Petrole | Procede de pretraitement d'un gaz naturel contenant des composes acides |
| CA2383283C (fr) * | 2001-05-11 | 2010-09-07 | Institut Francais Du Petrole | Procede de pretraitement d'un gaz naturel contenant des composes acides |
| WO2004047956A1 (en) * | 2002-11-25 | 2004-06-10 | Fluor Corporation | High pressure gas processing configurations and methods |
| AU2003900534A0 (en) * | 2003-02-07 | 2003-02-20 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process and apparatus for removal of a contaminant from a natural gas feed stream |
| AU2006236093B2 (en) * | 2003-02-07 | 2008-12-11 | Woodside Energy Ltd. | Removing contaminants from natural gas by cooling |
| WO2010034627A1 (en) * | 2008-09-23 | 2010-04-01 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for removing gaseous contaminants from a feed gas stream comprising methane and gaseous contaminants |
| US8955354B2 (en) * | 2009-12-10 | 2015-02-17 | Conocophillips Company | Fractionation of hydrogen sulfide rich sour gas and methods of use |
| WO2011153148A1 (en) | 2010-06-01 | 2011-12-08 | Shell Oil Company | Separation of oxygen containing gases |
| WO2011153147A1 (en) | 2010-06-01 | 2011-12-08 | Shell Oil Company | Separation of helium and hydrogen in industrial gases |
| AU2011261545B2 (en) | 2010-06-01 | 2014-10-02 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Low emission power plant |
| AU2011261634B2 (en) | 2010-06-01 | 2014-07-24 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Separation of gases produced by combustion |
| CA2855504A1 (en) | 2011-11-15 | 2013-05-23 | Stanley Nemec Milam | Method of producing sulfur dioxide |
| CN103930527A (zh) * | 2011-11-15 | 2014-07-16 | 国际壳牌研究有限公司 | 处理含硫化氢的原料物流的方法 |
| CA2855808A1 (en) * | 2011-11-15 | 2013-05-23 | Shell International Research Maatschappij B.V. | Method of processing feed streams containing hydrogen sulfide |
| CN107882545A (zh) * | 2016-09-29 | 2018-04-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 高含水油井产液就地分水装置与方法 |
| CN114100344A (zh) * | 2020-09-01 | 2022-03-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 含硫化氢气体的处理方法及处理系统 |
| US11745136B2 (en) | 2020-10-14 | 2023-09-05 | Bcck Holding Company | System and method for treating a methane system to remove carbon dioxide, hydrogen sulfide, and water in a single process |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2582148A (en) * | 1947-05-15 | 1952-01-08 | Pritchard & Co J F | Method of recovering desirable liquefiable hydrocarbons |
| US3274101A (en) * | 1964-01-06 | 1966-09-20 | Exxon Production Research Co | Solvent recovery process |
| US3488092A (en) * | 1967-12-18 | 1970-01-06 | Phillips Petroleum Co | Method for producing acid-gas well containing sulfur |
| GB1482196A (en) * | 1973-09-27 | 1977-08-10 | Petrocarbon Dev Ltd | Upgrading air-contaminated methane gas compositions |
| US4072604A (en) * | 1974-03-21 | 1978-02-07 | Uop Inc. | Process to separate hydrocarbons from gas streams |
| DE3306371A1 (de) * | 1983-02-24 | 1984-08-30 | Bergwerksverband Gmbh, 4300 Essen | Verfahren zur erzeugung eines methanreichen gasgemisches, insbesondere aus grubengas |
| FR2636857B1 (fr) * | 1988-09-26 | 1990-12-14 | Inst Francais Du Petrole | Procede de deshydratation, de desacidification et de separation d'un condensat d'un gaz naturel |
| FR2691503B1 (fr) * | 1992-05-20 | 1997-07-25 | Inst Francais Du Petrole | Procede pour le traitement et le transport d'un gaz naturel sortant d'un puits de gaz. |
| US5335728A (en) * | 1992-07-31 | 1994-08-09 | Strahan Ronald L | Method and apparatus for disposing of water at gas wells |
-
1993
- 1993-12-23 FR FR9315675A patent/FR2715692B1/fr not_active Expired - Lifetime
-
1995
- 1995-01-28 MY MYPI95000207A patent/MY111622A/en unknown
- 1995-01-30 EP EP95400198A patent/EP0665046B1/fr not_active Expired - Lifetime
- 1995-01-30 ES ES95400198T patent/ES2110294T3/es not_active Expired - Lifetime
- 1995-01-30 NO NO19950347A patent/NO310471B1/no not_active IP Right Cessation
- 1995-01-30 DE DE69500773T patent/DE69500773T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1995-01-30 DK DK95400198.8T patent/DK0665046T3/da active
- 1995-01-31 RU RU95101379A patent/RU2147917C1/ru active
- 1995-02-01 US US08/382,405 patent/US5520249A/en not_active Expired - Lifetime
- 1995-02-01 CA CA002141660A patent/CA2141660C/fr not_active Expired - Lifetime
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2496067C2 (ru) * | 2007-10-19 | 2013-10-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Криогенная обработка газа |
| RU2520121C2 (ru) * | 2012-07-20 | 2014-06-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Обустройству Нефтяных И Газовых Месторождений | Способ подготовки кислого газа для закачки в пласт через нагнетательную скважину |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MY111622A (en) | 2000-09-27 |
| US5520249A (en) | 1996-05-28 |
| EP0665046A1 (fr) | 1995-08-02 |
| CA2141660A1 (fr) | 1995-08-02 |
| CA2141660C (fr) | 2006-03-28 |
| DE69500773D1 (de) | 1997-11-06 |
| DK0665046T3 (da) | 1997-12-08 |
| RU95101379A (ru) | 1996-12-20 |
| DE69500773T2 (de) | 1998-02-19 |
| NO310471B1 (no) | 2001-07-09 |
| NO950347L (no) | 1995-08-02 |
| ES2110294T3 (es) | 1998-02-01 |
| NO950347D0 (no) | 1995-01-30 |
| FR2715692B1 (fr) | 1996-04-05 |
| FR2715692A1 (fr) | 1995-08-04 |
| EP0665046B1 (fr) | 1997-10-01 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2147917C1 (ru) | Способ предобработки природного газа под давлением | |
| US8628601B2 (en) | Carbon dioxide purification | |
| US5983663A (en) | Acid gas fractionation | |
| US5061465A (en) | Bulk CO2 recovery process | |
| US4080424A (en) | Process for acid gas removal from gaseous mixtures | |
| US6767388B2 (en) | Process for dehydrating and fractionating a low-pressure natural gas | |
| CA2691743C (en) | Method and system for removing hydrogen sulphide (h2s) from a natural gas stream | |
| AU2006291954C1 (en) | Process and apparatus for removal of sour species from a natural gas stream | |
| US4370156A (en) | Process for separating relatively pure fractions of methane and carbon dioxide from gas mixtures | |
| CA2482159C (en) | Configurations and methods for improved acid gas removal | |
| US7192468B2 (en) | Configurations and method for improved gas removal | |
| US4589896A (en) | Process for separating CO2 and H2 S from hydrocarbons | |
| US4595404A (en) | CO2 methane separation by low temperature distillation | |
| US4044100A (en) | Separation of acidic gas constituents from gaseous mixtures containing the same | |
| EA014650B1 (ru) | Способ получения природного газа, очищенного от соединений серы | |
| EA009089B1 (ru) | Установка и способ удаления кислых газов | |
| EP2428264B1 (en) | Dehydration system for removing water from a gas | |
| US20090299122A1 (en) | Process for producing a purified hydrocarbon gas | |
| US4533373A (en) | Separation of CO2 and H2 S from hydrogen containing gas | |
| RU2179569C2 (ru) | Способ обработки газа, содержащего метан, по меньшей мере один высший углеводород и воду | |
| EP0215911A1 (en) | Selective absorption of hydrogene sulfide from gases which also contain carbon dioxide | |
| US20140275691A1 (en) | System and Method for H2S Removal Integrated with Stinson Process CO2 Removal | |
| US20110144407A1 (en) | Process for producing purified hydrocarbon has | |
| GB2464368A (en) | A solvent regeneration process | |
| US20090299120A1 (en) | Process for producing purified gas |