RU2613914C9 - Method for processing natural hydrocarbon gas - Google Patents
Method for processing natural hydrocarbon gas Download PDFInfo
- Publication number
- RU2613914C9 RU2613914C9 RU2015153237A RU2015153237A RU2613914C9 RU 2613914 C9 RU2613914 C9 RU 2613914C9 RU 2015153237 A RU2015153237 A RU 2015153237A RU 2015153237 A RU2015153237 A RU 2015153237A RU 2613914 C9 RU2613914 C9 RU 2613914C9
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- adsorbent
- temperature
- regeneration
- hydrocarbon gas
- methanol
- Prior art date
Links
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
- B01D53/02—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 adsorption, e.g. preparative gas chromatography
- B01D53/04—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 adsorption, e.g. preparative gas chromatography with stationary adsorbents
Abstract
Description
Способ переработки природного углеводородного газа с извлечением гелиевой, азотной, метановой, этановой фракции и легких углеводородов с дробным извлечением нежелательных примесей может быть использован на предприятиях газовой промышленности.A method of processing natural hydrocarbon gas with the extraction of helium, nitrogen, methane, ethane fractions and light hydrocarbons with fractional extraction of undesirable impurities can be used in gas industry enterprises.
Природный газ, состоящий в основном из метана, содержит ряд примесей: воду, азот, сероводород, диоксид углерода, гелий, меркаптаны, легкие углеводороды, в частности, этан, пропан, бутан, а также метанол, добавляемый к природному газу при его транспортировке для предотвращения образования кристаллогидратов, которые, с одной стороны, представляют собой вредные примеси, ухудшающие в той или иной мере качество топливного газа, с другой − ценные компоненты, являющиеся сырьем газохимической промышленности в производстве метанола, элементной серы, сульфидов, непредельных углеводородов и т.д. При этом любые примеси в природном газе снижают его теплотворную способность как топлива, поэтому природный газ перед его переработкой с отделением от метана более тяжелых углеводородов С2 и выше необходимо очищать от сероводорода, меркаптанов, диоксида углерода и других примесей, а также глубоко осушать в связи с тем, что отделение этана от метана обеспечивается криогенными методами.Natural gas, which consists mainly of methane, contains a number of impurities: water, nitrogen, hydrogen sulfide, carbon dioxide, helium, mercaptans, light hydrocarbons, in particular ethane, propane, butane, as well as methanol added to natural gas during its transportation to preventing the formation of crystalline hydrates, which, on the one hand, are harmful impurities that degrade the quality of the fuel gas to one degree or another, and on the other, valuable components that are the raw materials of the gas chemical industry in the production of methanol, elemental sulfur , Sulfides, unsaturated hydrocarbons, etc. In this case, any impurities in natural gas reduce its calorific value as a fuel, so natural gas must be cleaned of hydrogen sulfide, mercaptans, carbon dioxide and other impurities before being processed to separate heavier hydrocarbons C 2 and above, and also drained deeply due to so that the separation of ethane from methane is provided by cryogenic methods.
Известен способ переработки природного газа, включающий многоступенчатую низкотемпературную конденсацию охлажденного сжиженного газа путем его сепарации, разделения полученных газовых потоков, дросселирования, охлаждения их в турбодетандере и ректификацию с получением метановой и этановой фракций, в котором после сепарации газовый поток разделяют на два потока в объемном соотношении 1:4, второй – больший − поток подают на охлаждение в турбодетандер, при этом ректификацию осуществляют ступенчато в разъемном деметанизаторе, состоящем из верхней и нижней колонн, под давлением 1,58 МПа, и в этановой колонне под давлением 2,96 МПа, при этом подвод тепла в нижнюю колонну деметанизатора и этановую колонну осуществляют из трех теплообменников с использованием в качестве теплоносителя исходного природного газа (патент на изобретение RU 2157721 С1, МПК B01D 53/00, D01D 53/75, заявлен 30.03.2000, опубликован 20.10.2000). Основным недостатком данного способа является получение из природного газа только трех продуктов: метановой фракции, этановой фракции и широкой фракции легких углеводородов, что не позволяет в полной мере использовать товарный потенциал природного газа, в частности не извлекается гелий. A known method of processing natural gas, including multi-stage low-temperature condensation of chilled liquefied gas by its separation, separation of the obtained gas flows, throttling, cooling them in a turbine expander and rectification to obtain methane and ethane fractions, in which, after separation, the gas stream is divided into two streams in volume ratio 1: 4, the second - a larger one - the flow is fed to a turboexpander for cooling, while the rectification is carried out stepwise in a detachable demethanizer, consisting from the upper and lower columns, under a pressure of 1.58 MPa, and in an ethane column under a pressure of 2.96 MPa, while the heat is supplied to the lower column of the demethanizer and ethane column from three heat exchangers using the source of natural gas as a heat carrier (patent for invention RU 2157721 C1, IPC B01D 53/00, D01D 53/75, claimed March 30, 2000, published October 20, 2000). The main disadvantage of this method is the production of only three products from natural gas: a methane fraction, an ethane fraction and a wide fraction of light hydrocarbons, which does not allow the full use of the commodity potential of natural gas, in particular helium is not extracted.
Известен способ фракционирования природного газа, включающий адсорбционную осушку и очистку газа, последующую низкотемпературную конденсацию и ректификацию осушенного и очищенного газа с выделением этановой фракции, широкой фракции легких углеводородов, гелиевого концентрата, метановых фракций среднего и низкого давления, при этом часть осушенного и очищенного газа перед его низкотемпературной конденсацией и ректификацией отводят и смешивают с метановой фракцией низкого давления в соотношении 2,3-2,5:1, что обеспечивает теплоту сгорания полученной смеси при стандартных условиях не менее 32,5 МДж/м3 (патент на изобретение RU 2354901 С1, МПК F25J 3/00, заявлен 20.08.2007, опубликован 10.05.2009). Основным недостатком данного способа является потеря неизвлекаемых из использованной в качестве низкокалорийного компонента товарного топлива части осушенного и очищенного газа ценных компонентов: этана, широкой фракции легких углеводородов и гелиевого концентрата, кроме того, отсутствует возможность получения сжиженного товарного газа.A known method of fractionation of natural gas, including adsorption drying and gas purification, subsequent low-temperature condensation and rectification of the dried and purified gas with the separation of the ethane fraction, a wide fraction of light hydrocarbons, helium concentrate, methane fractions of medium and low pressure, while part of the dried and purified gas before its low-temperature condensation and distillation are removed and mixed with a low-pressure methane fraction in the ratio of 2.3-2.5: 1, which ensures the heat of combustion Ia the resulting mixture under standard conditions for at least 32.5 MJ / m 3 (patent RU 2354901 C1, IPC
Известен способ очистки природного газа от серы и сероводорода, включающий его контактирование с поглотителем и последующей регенерацией отработанного поглотителя продувкой кислородом воздуха, отличающийся тем, что в качестве поглотителя используют расплав черновой меди при температуре 1225-1350 °C и времени контактирования 2-2,5 мин (патент на изобретение RU 2521058, МПК B01D 53/14, заявлен 01.09.2013, опубликован 27.06.2014). Основным недостатком способа является его крайне высокая энергоемкость, кроме того при температуре 1225-1350 °C все ценные углеводороды, содержащиеся в природном газе, начиная с этана, подвергаются пиролизу с образованием непредельных углеводородов, которые при указанном времени контактирования практически нацело полимеризуются в пиролизную смолу, загрязняющую последующую аппаратуру и отлагающуюся в трубопроводах.A known method of purification of natural gas from sulfur and hydrogen sulfide, including contacting it with an absorber and subsequent regeneration of the spent absorber by purging with air oxygen, characterized in that the blister copper melt is used as an absorber at a temperature of 1225-1350 ° C and a contact time of 2-2.5 min (patent for invention RU 2521058, IPC B01D 53/14, filed September 1, 2013, published June 27, 2014). The main disadvantage of this method is its extremely high energy intensity, in addition, at a temperature of 1225-1350 ° C, all the valuable hydrocarbons contained in natural gas, starting with ethane, undergo pyrolysis with the formation of unsaturated hydrocarbons that, at the indicated contact time, almost completely polymerize into a pyrolysis resin, contaminating downstream equipment and deposited in pipelines.
Известен способ очистки газовой смеси, содержащей кислые газы, включающий стадию контактирования указанной газовой смеси с абсорбирующим раствором, содержащим алканоламин, тиоалканол С2-С4 и воду (патент на изобретение RU 2397011, МПК B01D 53/14, заявлен 16.01.2007, опубликован 27.02.2010). Основным недостатком способа является насыщение очищаемого газа влагой при контакте его с абсорбентом, что делает невозможным дальнейшее криогенное выделение этана из потока природного газа. A known method of purification of a gas mixture containing acidic gases, comprising the step of contacting said gas mixture with an absorbent solution containing alkanolamine, C 2 -C 4 thioalkanol and water (patent for invention RU 2397011, IPC B01D 53/14, filed January 16, 2007, published 02/27/2010). The main disadvantage of this method is the saturation of the gas to be cleaned with moisture when it comes in contact with the absorbent, which makes it impossible to further cryogenic release of ethane from the natural gas stream.
Известные способ и установка очистки природного газа от диоксида углерода и сероводорода в две стадии абсорбции: на первой стадии осуществляется селективная очистка по отношению к диоксиду углерода с выделением кислого газа, в котором содержание диоксида углерода не превышает 30-40%, и очищенного газа с содержанием сероводорода не более 5-7 мг/м3, отправляющегося далее на вторую стадию абсорбции с получением очищенного газа с содержанием диоксида углерода не более 50-200 мг/м3 и полным отсутствием сероводорода и кислого газа с содержанием сероводорода не более 200 мг/м3, при этом насыщение алкиламинового абсорбента на каждой стадии абсорбции кислыми компонентами не превышает 0,4 моль/моль, природный газ имеет соотношение сероводорода к диоксиду углерода, равное 1,0, но не более 1,5, концентрация сероводорода составляет 3,5-8,0 об. % (патент на изобретение RU 2547021, МПК B01D 53/14, B01D 53/52, B01D 53/62, C10L 3/10, заявлен 20.02.2014, опубликован 10.04.2015). Недостатком способа является насыщение очищаемого газа влагой при контакте его с абсорбентом, приводящее к невозможности дальнейшего криогенного выделения этана из потока природного газа. Кроме того, при наличии метанола в поступающем природном газе происходит его растворение в абсорбенте совместно с сероводородом и диоксидом углерода, во время регенерации абсорбента метанол возвращается вместе со сконденсированной водой в регенерируемый абсорбент, что ведет к постепенному увеличению концентрации метанола в регенерированном абсорбенте и снижению абсорбирующей способности водного раствора аминов по отношению к сероводороду и диоксиду углерода.The known method and installation for the purification of natural gas from carbon dioxide and hydrogen sulfide in two stages of absorption: the first stage is the selective purification with respect to carbon dioxide with the release of acid gas, in which the carbon dioxide content does not exceed 30-40%, and the purified gas with a content hydrogen sulfide not more than 5-7 mg / m 3 , then sent to the second stage of absorption to obtain purified gas with a carbon dioxide content of not more than 50-200 mg / m 3 and the complete absence of hydrogen sulfide and acid gas with sulfur content hydrogen sulfide is not more than 200 mg / m 3 , while the saturation of the alkylamine absorbent at each stage of absorption with acidic components does not exceed 0.4 mol / mol, natural gas has a hydrogen sulfide to carbon dioxide ratio of 1.0, but not more than 1.5, the concentration of hydrogen sulfide is 3.5-8.0 vol. % (patent for invention RU 2547021, IPC B01D 53/14, B01D 53/52, B01D 53/62,
Известен способ осушки природного газа, включающий взаимодействие влажного природного газа с серной кислотой постоянного состава, при этом часть природного газа направляют на контактирование с серной кислотой, а затем проконтактировавший газ смешивают с оставшейся частью природного газа, концентрацию серной кислоты в ходе процесса контактирования поддерживают на уровне не менее 80% H2SO4 путем постоянного вывода части кислоты из процесса и постоянного введения свежей кислоты, концентрация которой превышает концентрацию выводимой кислоты, причем выводимую серную кислоту направляют на производства, использующие низкоконцентрированную серную кислоту (патент на изобретение RU 2297271, МПК B01D 53/26, B01D 53/28, B01D 53/14, заявлен 28.04.2005, опубликован 20.04.2007). Основным недостатком способа, приводящим к существенному удорожанию основных фондов, является коррозия аппаратуры и трубопроводов при контакте с кислотой, требующая соответствующей дорогостоящей защиты оборудования, а также загрязнение кислотой осушаемого углеводородного газа.A known method of drying natural gas, comprising the interaction of moist natural gas with sulfuric acid of constant composition, with part of the natural gas being sent to contact with sulfuric acid, and then contacted gas is mixed with the remaining part of natural gas, the concentration of sulfuric acid during the contacting process is maintained at at least 80% H 2 SO 4 by continuous withdrawal of part of the acid process and continuous introduction of fresh acid, the concentration of which exceeds the concentration of withdrawn kis Ota, and outputted directed to the sulfuric acid production, using low-concentration sulfuric acid (patent RU 2297271, IPC B01D 53/26, B01D 53/28, B01D 53/14, 28.04.2005 pending, published 20.04.2007). The main disadvantage of this method, which leads to a significant increase in the cost of fixed assets, is the corrosion of equipment and pipelines in contact with acid, which requires appropriate expensive equipment protection, as well as acid contamination of the drained hydrocarbon gas.
Известен также способ адсорбционной осушки газа, включающий сорбцию влаги гранулированным твердым, пористым сорбентом и последующую его регенерацию, при этом сорбцию осуществляют пористым сорбентом с насыпной плотностью 0,45-0,55 г/см3, выполненным из сополимера стирола и дивинилбензола, поры которого предварительно насыщают до 30-35% их объема полиэфиром (патент на изобретение RU 2144419, МПК B01D5 3/28, B01D5 3/04, заявлен 28.12.1998, опубликован 20.01.2000). Основными недостатками способа являются низкая адсорбционная емкость сорбента по воде, приводящая к увеличению загрузки адсорбента в адсорберы и, соответственно, к увеличению затрат на осушку природного газа, и невозможность достижения точки росы осушенного газа, необходимой для дальнейшего криогенного выделения этана из потока природного газа.There is also known a method of adsorption drying of gas, including sorption of moisture by a granular solid, porous sorbent and its subsequent regeneration, while sorption is carried out by a porous sorbent with a bulk density of 0.45-0.55 g / cm 3 made of a styrene-divinylbenzene copolymer, the pores of which pre-saturate up to 30-35% of their volume with polyester (patent for invention RU 2144419, IPC
Известен способ осушки и очистки природных газов от углеводородов C6 и выше, который включает контактирование природных газов с комбинированным слоем адсорбентов, состоящим из последовательно расположенных по ходу природного газа адсорбента-осушителя на основе оксида алюминия и мелкопористого силикагеля с последующей регенерацией очищенным газом мелкопористого силикагеля и адсорбента-осушителя; в качестве мелкопористого силикагеля используют модифицированный мелкопористый силикагель, содержащий в своем составе 0,01 ч 0,5 мас. % соединений углерода (патент на изобретение RU 2447929, МПК B01D5 3/00, заявлен 01.10.2010, опубликован 20.04.2012). Основными недостатками способа являются:A known method of drying and purifying natural gases from hydrocarbons of C 6 and higher, which involves contacting natural gases with a combined adsorbent layer consisting of sequentially located along the natural gas adsorbent desiccant based on alumina and finely porous silica gel, followed by regeneration of finely porous silica gel by purified gas and desiccant desiccant; as finely porous silica gel, a modified finely porous silica gel is used containing 0.01 h 0.5 wt. % carbon compounds (patent for the invention RU 2447929, IPC
* десорбция тяжелых углеводородов C6 и выше из силикагеля, возвращаемых при этом в очищаемый поток природного газа, при проскоке воды через слой адсорбента-осушителя, оксида алюминия, из-за лучшей сорбции воды мелкопористым силикагелем по сравнению с углеводородами;* desorption of heavy hydrocarbons C 6 and higher from silica gel, which is returned to the purified natural gas stream, when water flows through a layer of adsorbent-desiccant, aluminum oxide, due to better sorption of water by finely porous silica gel compared to hydrocarbons;
* низкая глубина осушки оксидом алюминия природного газа, недостаточная для дальнейшего криогенного выделения этана из потока природного газа; * low drying depth of natural gas with aluminum oxide, insufficient for further cryogenic separation of ethane from the natural gas stream;
* отсутствие очистки природного газа от сероводорода и диоксида углерода в процессе, связанное с тем, что используемые адсорбенты не являются селективными сорбентами указанных примесей. * lack of purification of natural gas from hydrogen sulfide and carbon dioxide in the process, due to the fact that the adsorbents used are not selective sorbents of these impurities.
Известен также способ очистки и осушки природного газа, реализуемый в две стадии: первую стадию абсорбционного извлечения из природного газа сероводорода и диоксида углерода водным раствором амина с последующей регенерацией последнего с получением регенерированного абсорбента и кислого газа, часть которого после конденсации в виде кислой воды возвращается в регенератор, и вторую стадию адсорбционной осушки очищенного природного газа с регенерацией адсорбента и выработкой газа регенерации (Осушка природного газа [Электронный ресурс], URL: http://www.tesiaes.ru>/осушка природного газа, 08.08.2014). Основными недостатками способа являются:There is also a known method of purification and drying of natural gas, which is implemented in two stages: the first stage of absorption extraction of hydrogen sulfide and carbon dioxide from natural gas with an aqueous amine solution, followed by regeneration of the latter to obtain a regenerated absorbent and acid gas, some of which returns to acid after condensation regenerator, and the second stage of adsorption drying of purified natural gas with regeneration of the adsorbent and generation of regeneration gas (Drying of natural gas [Electronic resource] , URL: http://www.tesiaes.ru> / drying of natural gas, 08.08.2014). The main disadvantages of the method are:
* увеличивающая основные фонды, затраты на адсорбент и эксплуатационные затраты на регенерацию адсорбента необходимость дополнительной загрузки адсорбента в адсорберы для извлечения из газа дополнительно внесенной влаги из-за насыщения природного газа влагой на первой стадии процесса при его абсорбционной очистке от сероводорода и диоксида углерода водным раствором амина;* increasing fixed assets, adsorbent costs and operating costs for adsorbent regeneration, the need for additional adsorbent loading into adsorbers to extract additional moisture from gas due to saturation of natural gas with moisture at the first stage of the process during its absorption purification from hydrogen sulfide and carbon dioxide with an amine aqueous solution ;
* постепенное увеличение концентрации метанола в регенерированном абсорбенте и снижение абсорбирующей способности водного раствора аминов по отношению к сероводороду и диоксиду углерода из-за растворения в абсорбенте совместно с сероводородом и диоксидом углерода метанола при его наличии в поступающем природном газе, которое приводит к возвращению метанола вместе со сконденсированной кислой водой в регенерируемый абсорбент при регенерации абсорбента;* a gradual increase in the concentration of methanol in the regenerated absorbent and a decrease in the absorbing ability of an aqueous solution of amines with respect to hydrogen sulfide and carbon dioxide due to the dissolution of methanol in the absorbent together with hydrogen sulfide and carbon dioxide if it is present in the incoming natural gas, which leads to the return of methanol together with condensed acidic water into a regenerable absorbent during regeneration of the absorbent;
* приводящее к снижению адсорбционной емкости адсорбента и увеличению загрузки адсорбента в адсорберы влияние на реализацию адсорбционной осушки газа на второй стадии процесса из-за увеличения температуры очищенного природного газа до 50-60 °С на первой стадии процесса при абсорбционной очистке природного газа от сероводорода и диоксида углерода. * leading to a decrease in the adsorption capacity of the adsorbent and an increase in the load of the adsorbent in the adsorbers, the effect on the implementation of adsorption drying of gas in the second stage of the process due to an increase in the temperature of purified natural gas to 50-60 ° C in the first stage of the process during the absorption cleaning of natural gas from hydrogen sulfide and dioxide carbon.
Общим недостатком рассмотренных способов переработки является необходимость предварительного комплексного извлечения всей совокупности примесей, содержащихся в природном углеводородном газе: вода, азот, сероводород, диоксид углерода, меркаптаны и другие примеси – из всего потока углеводородного газа до стадии разделения углеводородного газа на отдельные компоненты или фракции. Это приводит к существенному увеличению материально-технической базы и энергозатрат на стадии предварительной очистки газа. Например, на стадии абсорбционной очистки газа необходимо очищать миллиарды нм3/год на единичных установках и аппаратах. A common drawback of the considered processing methods is the need for preliminary comprehensive extraction of the entire set of impurities contained in natural hydrocarbon gas: water, nitrogen, hydrogen sulfide, carbon dioxide, mercaptans and other impurities from the entire hydrocarbon gas stream to the stage of separation of hydrocarbon gas into separate components or fractions. This leads to a significant increase in the material and technical base and energy consumption at the stage of gas pre-treatment. For example, at the stage of absorption gas purification, it is necessary to clean billions nm 3 / year on single plants and apparatuses.
При создании изобретения ставилась задача селективной подготовки природного углеводородного газа к криогенному разделению за счет дробного извлечения нежелательных примесей: адсорбционной осушки всего потока с дальнейшим извлечением примесей сероводорода, диоксида углерода, метанола и сернистых соединений из фракции, полученной при криогенном разделении природного газа. When creating the invention, the task was to selectively prepare natural hydrocarbon gas for cryogenic separation due to fractional extraction of undesirable impurities: adsorption drying of the entire stream with further extraction of impurities of hydrogen sulfide, carbon dioxide, methanol and sulfur compounds from the fraction obtained by cryogenic separation of natural gas.
Поставленная задача решается за счет того, что способ переработки природного углеводородного газа с примесью воды, диоксида углерода, сероводорода и метанола включает стадию низкотемпературной адсорбционной осушки и очистки от метанола природного углеводородного газа и стадию криогенного разделения природного углеводородного газа для получения гелиевой, азотной, метановой, этановой фракции и широкой фракции легких углеводородов, при этом на стадии низкотемпературной адсорбционной осушки и очистки от метанола природного углеводородного газа в качестве десорбирующего агента при высокотемпературной регенерации адсорбента, нагревающего агента при высокотемпературной регенерации адсорбента и охлаждающего агента при охлаждении адсорбента до температуры адсорбции используют часть метановой фракции или этановую фракцию, направляемую после стадии криогенного разделения природного углеводородного газа, при этом после использования на стадии адсорбционной осушки и очистки от метанола природного углеводородного газа метановую фракцию компримируют и после дожимного компрессора направляют в магистральный трубопровод, этановую фракцию подвергают абсорбционной очистке селективными абсорбентами от диоксида углерода и сероводорода и выводят в качестве сырья для пиролиза, широкую фракцию легких углеводородов фракционируют в системе ректификационных колонн с получением пропана, бутана и фракции С5 и выше. Подобной реализации процесса способствует то, что нежелательные примеси, содержащиеся в природном углеводородном газе, имеют следующие температуры кипения при атмосферном давлении:The problem is solved due to the fact that the method of processing natural hydrocarbon gas with an admixture of water, carbon dioxide, hydrogen sulfide and methanol includes a stage of low-temperature adsorption drying and purification of methanol from natural hydrocarbon gas and a stage of cryogenic separation of natural hydrocarbon gas to obtain helium, nitrogen, methane, ethane fraction and a wide fraction of light hydrocarbons, while at the stage of low-temperature adsorption drying and purification of methanol from natural hydrocarbon of the gas in the capacity of a desorbing agent in the high-temperature regeneration of the adsorbent, a heating agent in the high-temperature regeneration of the adsorbent and a cooling agent when the adsorbent is cooled to the adsorption temperature, a part of the methane fraction or the ethane fraction sent after the cryogenic separation of natural hydrocarbon gas is used, after which it is used in the adsorption stage drying and purification of methanol from natural hydrocarbon gas, the methane fraction is compressed and after booster a compressor is directed into the pipeline, ethane fraction is subjected to selective absorption purification absorbents of hydrogen sulphide and carbon dioxide, and output as a feedstock for pyrolysis, a wide fraction of light hydrocarbons are fractionated in distillation column system to give propane, butane fraction and a C 5 and higher. Such a process is facilitated by the fact that undesirable impurities contained in natural hydrocarbon gas have the following boiling points at atmospheric pressure:
диоксид углерода − минус 78,5 °С (возгонка);carbon dioxide - minus 78.5 ° С (sublimation);
сероводорода − минус 60,35 °С;hydrogen sulfide - minus 60.35 ° C;
метанол − 64,7 °С;methanol - 64.7 ° C;
вода − 100 °С,water - 100 ° C
а углеводородные компоненты:and hydrocarbon components:
метан − минус 161,6 °С;methane - minus 161.6 ° C;
этан − минус 88,6 °С;ethane - minus 88.6 ° C;
пропан − минус 42,09 °С;propane - minus 42.09 ° C;
бутан − минус 0,5 °С.butane - minus 0.5 ° C.
Подобное распределение температур кипения компонентов, сохраняющее данную последовательность и при иных давлениях, позволяет концентрировать характерные примеси природного углеводородного газа – сероводород и диоксид углерода – в этановой фракции, количество которой в природном газе составляет всего несколько процентов и соизмеримо с количеством сероводорода и диоксида углерода в исходном природном углеводородном газе, что приводит к резкому, в 5-10 раз, снижению нагрузки по потоку газа при абсорбционной очистке селективными абсорбентами этановой фракции от диоксида углерода и сероводорода и, как следствие, снижению габаритов и металлоемкости оборудования, а также капитальных и эксплуатационных затрат по сравнению с очисткой от этих примесей всего исходного природного углеводородного газа.A similar distribution of the boiling points of the components, which preserves this sequence at different pressures, allows one to concentrate the characteristic impurities of natural hydrocarbon gas - hydrogen sulfide and carbon dioxide - in the ethane fraction, the amount of which in natural gas is only a few percent and is comparable with the amount of hydrogen sulfide and carbon dioxide in the original natural hydrocarbon gas, which leads to a sharp 5-10 times reduction in the load on the gas flow during absorption cleaning by selective absorption entants of the ethane fraction from carbon dioxide and hydrogen sulfide and, as a result, a decrease in the dimensions and metal consumption of the equipment, as well as capital and operating costs, in comparison with the purification of all the source natural hydrocarbon gas from these impurities.
При этом целесообразно в качестве адсорбента на стадии низкотемпературной адсорбционной осушки и очистки от метанола природного углеводородного газа использовать цеолиты типа NaA, обладающие высокой степенью сродства по отношению к воде и метанолу. Цеолиты типа NaA способны также адсорбировать сероводород и диоксид углерода, но в динамических условиях, при формировании в слое адсорбента зоны массопередачи и перемещении ее по высоте слоя адсорбента в направлении движения потока очищаемого газа, ранее адсорбированные сероводород и диоксид углерода будут десорбироваться в газовый поток при адсорбции новых порций воды и метанола из очищаемого углеводородного газа.Moreover, it is advisable to use NaA type zeolites with a high degree of affinity for water and methanol as an adsorbent at the stage of low-temperature adsorption drying and purification of natural hydrocarbon gas from methanol. Zeolites of the NaA type can also adsorb hydrogen sulfide and carbon dioxide, but under dynamic conditions, when a mass transfer zone is formed in the adsorbent layer and moves along the height of the adsorbent layer in the direction of flow of the gas to be purified, previously adsorbed hydrogen sulfide and carbon dioxide will be desorbed into the gas stream during adsorption new portions of water and methanol from the purified hydrocarbon gas.
Целесообразно на стадии низкотемпературной адсорбционной осушки и очистки от метанола природного углеводородного газа использовать адсорберы с неподвижным слоем адсорбента, работающие по циклограмме с периодами низкотемпературной адсорбционной осушки и очистки от метанола природного углеводородного газа, высокотемпературной регенерации адсорбента и охлаждения адсорбента до температуры адсорбции, что позволяет осуществлять все этапы технологического цикла адсорбционного процесса в одном аппарате без перемещения, например адсорбента из адсорбера в десорбер, приводящего к истиранию и выводу из технологического цикла части адсорбента и снижению глубины осушки природного углеводородного газа. It is advisable at the stage of low-temperature adsorption drying and purification of natural hydrocarbon gas from methanol to use adsorbers with a fixed adsorbent bed, operating on a cyclogram with periods of low-temperature adsorption drying and purification of natural hydrocarbon gas from methanol, high-temperature regeneration of the adsorbent and cooling the adsorbent to the adsorption temperature, which allows all stages of the technological cycle of the adsorption process in one apparatus without movement, for example, adsor bent from the adsorber to the stripper, leading to abrasion and removal from the process cycle of a part of the adsorbent and a decrease in the drying depth of natural hydrocarbon gas.
Для удобства обслуживания работы адсорбера и формирования технологической схемы адсорбционной стадии процесса целесообразно, чтобы продолжительность периода низкотемпературной адсорбционной осушки и очистки от метанола природного углеводородного газа равна сумме продолжительностей периодов высокотемпературной регенерации адсорбента и охлаждения адсорбента до температуры адсорбции, тогда технологическая схема адсорбционной стадии будет включать два попеременно работающих по соответствующей циклограмме адсорбера, либо чтобы продолжительности периодов низкотемпературной адсорбционной осушки и очистки от метанола природного углеводородного газа, высокотемпературной регенерации адсорбента и охлаждения адсорбента до температуры адсорбции одинаковы, и тогда технологическая схема адсорбционной стадии будет включать три попеременно работающих по соответствующей циклограмме адсорбера.For the convenience of servicing the operation of the adsorber and the formation of the technological scheme of the adsorption stage of the process, it is advisable that the duration of the period of low-temperature adsorption drying and purification of methanol from natural hydrocarbon gas is equal to the sum of the durations of the periods of high-temperature regeneration of the adsorbent and cooling the adsorbent to the adsorption temperature, then the technological scheme of the adsorption stage will include two alternately working according to the corresponding adsorber cyclogram, or so that the periods of low-temperature adsorption drying and removal of natural hydrocarbon gas from methanol, high-temperature regeneration of the adsorbent and cooling of the adsorbent to the adsorption temperature are the same, and then the technological scheme of the adsorption stage will include three adsorbers working alternately according to the corresponding cyclogram of the adsorber.
В связи с тем, что для осуществления процесса криогенного разделения природного углеводородного газа с получением азотной и гелиевой фракций необходимо осушать природный углеводородный газ до точки росы минус 100 °С, необходимо во время высокотемпературной регенерации адсорбента и охлаждения адсорбента до минимума снизить контакт регенерированного адсорбента с потоками влажного газа. В данной ситуации целесообразно неподвижный слой адсорбента размещать в трубном пространстве адсорбера кожухотрубчатого типа, в межтрубное пространство которого подавать нагревающий и охлаждающий агенты, обеспечивая тем самым теплоперенос в аппарате при нагревании и охлаждении адсорбента за счет теплопередачи через стенку трубок кожухотрубчатого адсорбера к соответствующему нагревающему или охлаждающему агенту.Due to the fact that for the cryogenic separation of natural hydrocarbon gas to produce nitrogen and helium fractions, it is necessary to dry natural hydrocarbon gas to a dew point of
С позиций реализации лучших условий высококачественной регенерации цеолитов: высокая температура и низкое давление регенерирующего агента, находящегося в непосредственном контакте с цеолитом – целесообразно десорбирующий агент при высокотемпературной регенерации адсорбента нагревать до температуры регенерации адсорбента в трубчатой печи и вводить в трубное пространство адсорбера, не загрязняя при этом продуктами сгорания топлива в трубчатой печи. Более эффективным является вариант регенерации адсорбента, при котором десорбирующий агент при высокотемпературной регенерации адсорбента нагревают до температуры регенерации адсорбента в трубчатой печи и делят на две части: первую, относительно небольшую, вводят в трубное пространство адсорбера и обеспечивают отдув продуктов десорбции из слоя адсорбента, вторую, основную, − в межтрубное пространство и обеспечивают подвод тепла к адсорбенту. Нагревающий агент при высокотемпературной регенерации адсорбента доводят до температуры регенерации адсорбента 240-350 °С, что обеспечивает глубокую регенерацию адсорбента от ранее адсорбированных воды и метанола и, как следствие, глубокую осушку природного углеводородного газа до точки росы минус 100 °С. From the standpoint of implementing the best conditions for high-quality zeolite regeneration: high temperature and low pressure of a regenerating agent in direct contact with the zeolite, it is advisable to heat the desorbing agent during high-temperature regeneration of the adsorbent to the temperature of regeneration of the adsorbent in a tubular furnace and introduce it into the tube space of the adsorber without contaminating combustion products of fuel in a tubular furnace. More effective is the option of regenerating the adsorbent, in which the desorbing agent during high-temperature regeneration of the adsorbent is heated to the temperature of regeneration of the adsorbent in a tubular furnace and is divided into two parts: the first, relatively small, is introduced into the tube space of the adsorber and blow off the desorption products from the adsorbent layer, the second, the main - in the annulus and provide a supply of heat to the adsorbent. The heating agent during high-temperature regeneration of the adsorbent is brought to the regeneration temperature of the adsorbent 240-350 ° С, which ensures deep regeneration of the adsorbent from previously adsorbed water and methanol and, as a result, deep drying of natural hydrocarbon gas to the dew point of minus 100 ° С.
Для интенсификации процесса регенерации адсорбента целесообразно часть метановой фракции, используемой в качестве десорбирующего агента при высокотемпературной регенерации адсорбента, предварительно дросселировать, после регенерации адсорбента охлаждать в воздушном холодильнике с отделением сконденсированной в сепараторе воды и далее использовать в качестве топлива для трубчатой печи или топки под давлением. To intensify the adsorbent regeneration process, it is advisable to partially throttle the methane fraction used as a desorbing agent for high-temperature regeneration of the adsorbent, pre-throttle it, regenerate the adsorbent in an air cooler to separate condensed water in the separator, and then use it as fuel for a tube furnace or pressure furnace.
Целесообразно в качестве селективных абсорбентов при абсорбционной очистке этановой фракции от диоксида углерода и сероводорода использовать водные растворы алкиламинов в системе взаимосвязанных абсорбционной и десорбционной колонн с получением насыщенного примесями раствора абсорбента и последующей регенерацией этого раствора с извлечением регенерированного абсорбента и кислого газа, используемого в качестве сырья газохимических процессов, например, в производстве метанола или элементной серы. It is advisable to use aqueous solutions of alkyl amines in a system of interconnected absorption and desorption columns as selective absorbents for the absorption purification of the ethane fraction from carbon dioxide and hydrogen sulfide to obtain an absorbent saturated solution of the absorbent and subsequent regeneration of this solution with the recovery of the regenerated absorbent and acid gas used as raw materials for gas chemical processes, for example, in the production of methanol or elemental sulfur.
Полезно для повышения четкости разделения фракционируемых смесей в системе ректификационных колонн, абсорбционной колонне и десорбционной колонне установить перекрестноточные насадочные контактные устройства системы PETON, обеспечивающие оптимальное функционирование контактных насадочных устройств за счет независимости проходных сечений насадочных устройств по паровой (газовой) фазе по отношению к расходу жидкой фазы и независимости проходных сечений насадочных устройств по жидкой фазе по отношению к расходу паровой (газовой) фазы. It is useful to increase the clarity of separation of fractionated mixtures in a distillation column system, an absorption column and a desorption column to install PETON system cross-flow nozzle contact devices that ensure optimal operation of contact nozzle devices due to the independence of the nozzle cross-sections of the vapor (gas) phase with respect to the liquid phase flow rate and independence of the bore sections of the nozzle devices in the liquid phase with respect to the flow rate of the vapor (gas) phase .
Целесообразно часть метановой фракции, используемой в качестве десорбирующего агента при высокотемпературной регенерации адсорбента, отбирать из магистрального трубопровода после дожимного компрессора и возвращать после высокотемпературной регенерации адсорбента и компримирования в магистральный трубопровод, обогащая при этом товарный топливный газ метанолом и предотвращая образование кристаллогидратов при транспортировке топливного газа в условиях, например, северных широт (Ямал, Чукотка). It is advisable to take part of the methane fraction used as a desorbing agent during high-temperature regeneration of the adsorbent from the main pipeline after the booster compressor and return it after the high-temperature regeneration of the adsorbent and compression to the main pipeline, enriching the commercial fuel gas with methanol and preventing the formation of crystalline hydrates during transportation conditions, for example, northern latitudes (Yamal, Chukotka).
Заявляемый способ переработки природного углеводородного газа может быть реализован по следующей схеме, представленной на фигуре 1, с возможностью выбора приемлемого десорбирующего, нагревающего и охлаждающего агентов при регенерации и охлаждении адсорбента. Варианты оформления схем низкотемпературной адсорбционной осушки и очистки от метанола природного газа с различными десорбирующими, нагревающими и охлаждающими агентами в блоке осушки природного углеводородного газа и удаления метанола представлены на фигурах 2-5:The inventive method of processing natural hydrocarbon gas can be implemented according to the following scheme presented in figure 1, with the choice of an acceptable desorbing, heating and cooling agents during regeneration and cooling of the adsorbent. Design options for low-temperature adsorption drying and methanol purification of natural gas with various desorbing, heating and cooling agents in the unit for drying natural hydrocarbon gas and methanol removal are shown in figures 2-5:
100 – блок сепарации;100 - separation unit;
110 – блок осушки природного углеводородного газа и удаления метанола;110 is a block for drying natural hydrocarbon gas and removing methanol;
120 – блок криогенного разделения природного углеводородного газа;120 - block cryogenic separation of natural hydrocarbon gas;
130 – дожимная компрессорная система;130 - booster compressor system;
140 – блок получения гелия;140 - block receiving helium;
150 – блок абсорбционной очистки этановой фракции от кислых газов;150 - block absorption treatment of the ethane fraction from acid gases;
160 – блок пиролиза этана;160 - ethane pyrolysis unit;
170 – блок адсорбционной очистки ШФЛУ;170 - block adsorption cleaning BFLH;
180 – блок газофракционирования;180 - gas fractionation unit;
300 – трубчатая печь;300 - tube furnace;
310 – адсорбер периода низкотемпературной адсорбционной осушки и очистки от метанола природного углеводородного газа;310 — adsorber of the period of low-temperature adsorption drying and methanol purification of natural hydrocarbon gas;
320 – адсорбер периода высокотемпературной регенерации адсорбента;320 - adsorber of the period of high-temperature regeneration of the adsorbent;
330 – адсорбер периода охлаждения адсорбента;330 - adsorber cooling period of the adsorbent;
340, 370, 380 – фильтр;340, 370, 380 - filter;
350 – дренажная емкость;350 - drainage tank;
360 – насос;360 - pump;
390 – рекуперативный теплообменник;390 - recuperative heat exchanger;
1-15, 30-46 – трубопроводы.1-15, 30-46 - pipelines.
Сырьевой поток природного углеводородного газа поступает по трубопроводу 1 в блок сепарации 100, где в трехфазных сепараторах реализуется очистка сырьевого потока природного углеводородного газа от механических примесей и капельной жидкости. The feed stream of natural hydrocarbon gas enters through the
Отсепарированный, очищенный от механических примесей и капельной жидкости углеводородный газ, содержащий водород, гелий, азот, диоксид углерода, метан, этан, пропан, сумму бутанов, пентан и выше, метанол, сероводород и меркаптаны, с сепараторов общим потоком по трубопроводу 2 поступает в блок осушки природного углеводородного газа и удаления метанола 110, где реализуется стадия низкотемпературной адсорбционной осушки и очистки от метанола, при которой очищаемый газ поступает в верхнюю часть первого работающего на стадии осушки адсорбера со стационарным слоем адсорбента на основе цеолита типа NaА. Separated hydrocarbon gas, purified from mechanical impurities and a dropping liquid, containing hydrogen, helium, nitrogen, carbon dioxide, methane, ethane, propane, the amount of butanes, pentane and above, methanol, hydrogen sulfide and mercaptans, with separators the total flow through
Сухой газ с блока осушки природного углеводородного газа и удаления метанола 110 по трубопроводу 3 поступает в блок криогенного разделения природного углеводородного газа 120, где последовательно разделяется на ШФЛУ, этановую фракцию, метановую фракцию и азотно-гелиевую смесь. Dry gas from the block for drying natural hydrocarbon gas and removing
Метановая фракция выпаривается и по трубопроводу 4 отправляется на дожимную компрессорную систему 130 для получения товарного топливного газа, направляемого в магистральный трубопровод 5. The methane fraction is evaporated and piped 4 is sent to the
Азотно-гелиевая смесь с частичным содержанием водорода и метана направляется по трубопроводу 6 в блок получения гелия 140, который включает в себя отделение каталитической очистки газа от водорода, криогенного выделения гелия, его ожижения и криогенной адсорбционной очистки гелия от примесей. Жидкий гелий выводится с отделения ожижения гелия в качестве главного продуктового потока и подается по трубопроводу 7 в отделение хранения и затаривания жидкого гелия (на фигуре 1 не показано). A nitrogen-helium mixture with a partial content of hydrogen and methane is sent via line 6 to the
Этановая фракция, отводимая по трубопроводу 8, поступает в блок абсорбционной очистки этановой фракции от кислых газов 150 для очистки от примесей сероводорода и диоксида углерода потоком охлажденного регенерированного водного раствора аминового абсорбента. Очищенная этановая фракция далее направляется по трубопроводу 9 в качестве сырья блока пиролиза этана 160, откуда по трубопроводу 10 выводится этилен для дальнейшей переработки.The ethane fraction discharged through
Широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ), состоящая преимущественно из пропана и более тяжелых углеводородов, направляется в блок адсорбционной очистки ШФЛУ 170. Очищенная от сернистых соединений, в том числе меркаптанов, и метанола ШФЛУ выводится с блока 170 и поступает в блок газофракционирования 180 по трубопроводу 12, а именно в колонну-депропанизатор, с верха которой получают пропановую фракцию, выводимую с блока 180 по трубопроводу 13 в парк хранения товарного пропана (на фигуре 1 не показан). Кубовый продукт колонны-депропанизатора после нагрева поступает в качестве сырья в колонну-дебутанизатор, с верха которой выводится бутановая фракция по трубопроводу 14 в парк хранения товарного бутана (на фигуре 1 не показан). Кубовый продукт колонны-дебутанизатора пентан-гексановая фракция охлаждается и выводится с блока 180 по трубопроводу 15. A wide fraction of light hydrocarbons (BFLH), consisting mainly of propane and heavier hydrocarbons, is sent to the
На фигурах 2-5 низкотемпературная адсорбционная осушка и очистка от метанола влажного отсепарированного потока углеводородного газа, поступающего на блок осушки природного углеводородного газа и удаления метанола 110 по трубопроводу 30, проводятся в адсорбере 310. Осушенный и очищенный газ с низа адсорбера по трубопроводу 31 направляется в фильтр 340 для очистки от механических примесей. Очищенный от механических примесей сухой газ поступает по трубопроводу 32 в дренажную емкость 350, далее по трубопроводу 34 на прием насоса 360, с выкида которого по трубопроводу 35 отводится на блок криогенного разделения природного углеводородного газа 120. С верха дренажной емкости 350 газы выводятся на факел по трубопроводу 33.In figures 2-5, low-temperature adsorption drying and purification of methanol from a moist separated stream of hydrocarbon gas entering the block for drying natural hydrocarbon gas and removing
Ниже перечислены варианты реализации высокотемпературной регенерации и охлаждения адсорбента:The following are options for implementing high-temperature regeneration and cooling of the adsorbent:
1) на фигуре 2 в качестве десорбирующего агента и нагревающего агента при высокотемпературной регенерации адсорбента используют этановую фракцию, нагреваемую последовательно после стадии криогенного разделения природного газа в рекуперативном теплообменнике 390 и трубчатой печи 300 по трубопроводам 36 и 37 и поступающую по трубопроводу 38 в адсорбер периода высокотемпературной регенерации адсорбента 320, а в качестве охлаждающего агента при охлаждении адсорбента до температуры адсорбции – этановую фракцию, поступающую в адсорбер периода охлаждения адсорбента 330 по трубопроводу 45. Содержащая воду, метанол и другие примеси этановая фракция очищается в фильтре 380 и выводится после охлаждения в рекуперативном теплообменнике 390 по трубопроводу 44 в блок абсорбционной очистки этановой фракции от кислых газов 150 и далее в качестве сырья для газохимии. Реализация данного варианта также позволяет использовать насыщенную водой, метанолом и другими примесями, в том числе сернистыми соединениями и углекислым газом, этановую фракцию в качестве сырья для газохимии даже без проведения дополнительной очистки от кислых газов, так как к этановой фракции не применяются жесткие требования по содержанию соответствующих примесей в отличие от метановой фракции: до 200 ppm по допустимому содержанию сернистых соединений против 20 ppm, отсутствие ограничений по содержанию влаги. Кроме того, для поставки этановой фракции на газохимическое предприятие не требуется дополнительного компрессорного оборудования, необходимого при отводе метановой фракции в магистральный трубопровод;1) in figure 2, as a desorbing agent and a heating agent in the high-temperature regeneration of the adsorbent, an ethane fraction is used that is heated sequentially after the cryogenic separation of natural gas in the
2) на фигуре 3 в качестве десорбирующего агента и нагревающего агента при высокотемпературной регенерации адсорбента используют часть метановой фракции из магистрального трубопровода, нагреваемую последовательно в рекуперативном теплообменнике 390 и трубчатой печи 300 по трубопроводам 36 и 37 и поступающую по трубопроводу 38 в адсорбер периода высокотемпературной регенерации адсорбента 320, а затем, после насыщения водой и метанолом, отправляемую по трубопроводу 41 после очистки от механических примесей в фильтре 370 по трубопроводу 40 на смешение с товарным газом, а в качестве охлаждающего агента при охлаждении адсорбента до температуры адсорбции – этановую фракцию, вводимую в адсорбер периода охлаждения адсорбента 330 по трубопроводу 39 и выводимую по трубопроводу 44 после прохождения фильтра 380 по трубопроводу 42 и рекуперативного теплообменника 390 по трубопроводу 43. Благодаря проведению стадии высокотемпературной регенерации адсорбента и стадии охлаждения адсорбента разными фракциями данный вариант позволяет исключить накопление примесей в адсорберах, а метанол, поступающий в товарный газ, способствует предотвращению образования кристаллогидратов;2) in figure 3, as a desorbing agent and a heating agent in the high-temperature regeneration of the adsorbent, a part of the methane fraction from the main pipeline is used, which is heated sequentially in a
3) на фигуре 4 в качестве десорбирующего агента и нагревающего агента при высокотемпературной регенерации адсорбента по трубопроводу 38 используют часть метановой фракции из магистрального трубопровода, нагреваемую последовательно в рекуперативном теплообменнике 390 и трубчатой печи 300 по трубопроводам 36 и 37 и поступающую по трубопроводу 38 в адсорбер периода высокотемпературной регенерации адсорбента 320, а затем, после насыщения водой и метанолом, отправляемую по трубопроводу 46 на смешение с сырьевым потоком природного газа трубопровода 30, содержащего примеси, а в качестве охлаждающего агента при охлаждении адсорбента до температуры адсорбции – этановую фракцию трубопровода 39, выводимую с блока по трубопроводу 44 после прохождения фильтра 380 по трубопроводу 42 и рекуперативного теплообменника 390 по трубопроводу 43. Данный вариант также позволяет исключить накопление примесей в адсорберах, однако приводит к быстрому износу адсорбента из-за резкого увеличения количества примесей в сырьевом потоке;3) in figure 4, as a desorbing agent and a heating agent for high-temperature regeneration of the adsorbent through
4) на фигуре 5 в качестве десорбирующего агента и нагревающего агента при высокотемпературной регенерации адсорбента используют этановую фракцию, нагреваемую последовательно после стадии криогенного разделения природного газа в рекуперативном теплообменнике 390 и трубчатой печи 300 по трубопроводам 36 и 37 и поступающую по трубопроводу 38 в адсорбер периода высокотемпературной регенерации адсорбента 320, которую с содержанием воды, метанола и других примесей, выводят по трубопроводу 41 после прохождения очистки от механических примесей в фильтре 370 по трубопроводу 40, а в качестве охлаждающего агента при охлаждении адсорбента до температуры адсорбции – часть метановой фракции из магистрального трубопровода, поступающую в адсорбер периода охлаждения адсорбента до температуры адсорбции 330 по трубопроводу 39 и выводимую на смешение с товарным газом по трубопроводу 41 после очистки от механических примесей в фильтре 370 по трубопроводу 40. Этот вариант совмещает положительные эффекты от использования этановой фракции для стадии высокотемпературной регенерации адсорбента и использования разных фракций для стадий высокотемпературной регенерации адсорбента и охлаждения адсорбента, кроме того, выводимая после стадии охлаждения адсорбента в магистральный трубопровод метановая фракция не содержит примесей, негативно сказывающихся на качестве товарного газа.4) in figure 5, as the desorbing agent and the heating agent in the high-temperature regeneration of the adsorbent, the ethane fraction is used, which is heated sequentially after the cryogenic separation of natural gas in the
Метановая фракция, используемая в качестве десорбирующего, нагревающего или охлаждающего агента, может поступать на блок осушки природного углеводородного газа и удаления метанола 110 не только из магистрального трубопровода после дожимной компрессорной системы 130, но и после блока криогенного разделения природного углеводородного газа 120, а также с выкида насоса 360 блока осушки природного углеводородного газа и удаления метанола 110.The methane fraction used as a stripping, heating, or cooling agent can be fed to the unit for drying natural hydrocarbon gas and removing
После насыщения адсорбентов влагой на стадии низкотемпературной адсорбционной осушки и очистки от метанола природного углеводородного газа в адсорбере 310, стадии высокотемпературной регенерации адсорбента в адсорбере 320 и стадии охлаждения адсорбента в адсорбере 330 происходит смена соответствующего периода работы каждого адсорбера на следующую. After saturation of the adsorbents with moisture at the stage of low-temperature adsorption drying and purification of methanol from natural hydrocarbon gas in
Claims (13)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015153237A RU2613914C9 (en) | 2015-12-11 | 2015-12-11 | Method for processing natural hydrocarbon gas |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015153237A RU2613914C9 (en) | 2015-12-11 | 2015-12-11 | Method for processing natural hydrocarbon gas |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2613914C1 RU2613914C1 (en) | 2017-03-22 |
| RU2613914C9 true RU2613914C9 (en) | 2017-07-18 |
Family
ID=58453218
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015153237A RU2613914C9 (en) | 2015-12-11 | 2015-12-11 | Method for processing natural hydrocarbon gas |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2613914C9 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2717052C1 (en) * | 2019-12-30 | 2020-03-17 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method and installation of natural gas adsorption drying and purification |
Families Citing this family (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10052581B1 (en) * | 2017-09-20 | 2018-08-21 | Uop Llc | Process for recovery of cracker feed from dry gas |
| CN107916151B (en) * | 2017-12-30 | 2023-10-20 | 西安长庆科技工程有限责任公司 | Dehydration system and method for natural gas |
| RU2691341C1 (en) * | 2018-12-28 | 2019-06-11 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method of purifying natural gas from impurities |
| CN109893878A (en) * | 2019-04-21 | 2019-06-18 | 苏州市泰利登净化设备有限公司 | A kind of novel adsorption hydrogen desiccation equipment |
| CN114904364B (en) * | 2022-05-30 | 2024-04-09 | 万华化学集团股份有限公司 | Tail gas treatment method for polyacrylic acid device |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2012509174A (en) * | 2008-11-18 | 2012-04-19 | レール・リキード−ソシエテ・アノニム・プール・レテュード・エ・レクスプロワタシオン・デ・プロセデ・ジョルジュ・クロード | Single bed radial adsorption device in series |
| RU2447929C1 (en) * | 2010-10-01 | 2012-04-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method of drying and cleaning natural gases |
| RU2466086C2 (en) * | 2010-02-16 | 2012-11-10 | Владимир Петрович Сметанников | Method of producing xenon concentrate from natural combustible gas, products of its treatment including man-caused off gases and device to this end (versions) |
| RU2533710C1 (en) * | 2013-09-23 | 2014-11-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт катализа им. Г.К. Борескова Сибирского отделения Российской академии наук | Method of obtaining methane from atmospheric carbon dioxide |
-
2015
- 2015-12-11 RU RU2015153237A patent/RU2613914C9/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2012509174A (en) * | 2008-11-18 | 2012-04-19 | レール・リキード−ソシエテ・アノニム・プール・レテュード・エ・レクスプロワタシオン・デ・プロセデ・ジョルジュ・クロード | Single bed radial adsorption device in series |
| RU2466086C2 (en) * | 2010-02-16 | 2012-11-10 | Владимир Петрович Сметанников | Method of producing xenon concentrate from natural combustible gas, products of its treatment including man-caused off gases and device to this end (versions) |
| RU2447929C1 (en) * | 2010-10-01 | 2012-04-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method of drying and cleaning natural gases |
| RU2533710C1 (en) * | 2013-09-23 | 2014-11-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт катализа им. Г.К. Борескова Сибирского отделения Российской академии наук | Method of obtaining methane from atmospheric carbon dioxide |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2717052C1 (en) * | 2019-12-30 | 2020-03-17 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method and installation of natural gas adsorption drying and purification |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2613914C1 (en) | 2017-03-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2613914C1 (en) | Method for processing natural hydrocarbon gas | |
| RU2408664C2 (en) | Composite method for removing heavy hydrocarbons, amine purification and drying | |
| RU2634711C2 (en) | Method to remove heavy hydrocarbons | |
| RU2597081C2 (en) | Method for complex extraction of valuable admixtures from natural helium-containing hydrocarbon gas with high nitrogen content | |
| US7449049B2 (en) | Method of purifying a natural gas by mercaptan adsorption | |
| RU2602908C1 (en) | Method of natural gas cleaning from impurities during its preparation for production of liquefied methane, ethane and hydrocarbons wide fraction | |
| RU2575846C1 (en) | Methods and devices for obtaining of liquefied natural gas | |
| EP2880134B1 (en) | Heavy hydrocarbon removal from a natural gas stream | |
| EA024198B1 (en) | Pressure-temperature swing adsorption process for the separation of heavy hydrocarbons from natural gas streams | |
| EP1483036A1 (en) | Heavy hydrocarbon recovery from pressure swing adsorption unit tail gas | |
| CN102958583A (en) | Process for purifying natural gas and regenerating one or more adsorbers | |
| KR100979875B1 (en) | Process for separating normal paraffins from hydrocarbons | |
| RU2717052C1 (en) | Method and installation of natural gas adsorption drying and purification | |
| RU2691341C1 (en) | Method of purifying natural gas from impurities | |
| RU2565320C1 (en) | Preparation plant of hydrocarbon gas for low-temperature processing | |
| JP4758711B2 (en) | Pretreatment method for gas hydrate production | |
| RU2225971C1 (en) | Process of separation of accompanying oil gas | |
| RU2607631C1 (en) | Method for production of liquefied hydrocarbon gases | |
| RU2548082C1 (en) | Zeolite recovery gas treatment unit | |
| RU2567538C2 (en) | Method for high-pressure liquefaction of natural gas with pretreatment using solvent | |
| RU2645105C1 (en) | Method for preparation of hydrocarbon gas and plant for its implementation | |
| US9957452B2 (en) | Method and device for treating a synthesis gas from a biomass gasification step | |
| SU232425A1 (en) | METHOD FOR OBTAINING STABILIZED GAS GASOLINE FROM NATURAL AND ASSOCIATED GASES | |
| JP2006175324A (en) | Method and apparatus for regenerating dehydrator | |
| WO2012047548A2 (en) | Process for regeneration of adsorbent beds |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TH4A | Reissue of patent specification | ||
| HE4A | Notice of change of address of a patent owner |
Effective date: 20190715 |