RU2631295C2 - Дезодорирующая сероочистка природного газа посредством мембранного контактного аппарата - Google Patents

Дезодорирующая сероочистка природного газа посредством мембранного контактного аппарата Download PDF

Info

Publication number
RU2631295C2
RU2631295C2 RU2015148603A RU2015148603A RU2631295C2 RU 2631295 C2 RU2631295 C2 RU 2631295C2 RU 2015148603 A RU2015148603 A RU 2015148603A RU 2015148603 A RU2015148603 A RU 2015148603A RU 2631295 C2 RU2631295 C2 RU 2631295C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
natural gas
solvent
absorption solvent
membrane contact
contact apparatus
Prior art date
Application number
RU2015148603A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2015148603A (ru
Inventor
Шаоцзюнь ЧЖОУ
Ховард МЕЙЕР
Original Assignee
Гэз Текнолоджи Инститьют
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Гэз Текнолоджи Инститьют filed Critical Гэз Текнолоджи Инститьют
Publication of RU2015148603A publication Critical patent/RU2015148603A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2631295C2 publication Critical patent/RU2631295C2/ru

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C07—ORGANIC CHEMISTRY
    • C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
    • C07C7/00—Purification; Separation; Use of additives
    • C07C7/005—Processes comprising at least two steps in series
    • 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
    • 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
    • B01D53/1431—Pretreatment by other processes
    • B01D53/1443—Pretreatment by diffusion
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1462—Removing mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/22—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 diffusion
    • B01D53/229—Integrated processes (Diffusion and at least one other process, e.g. adsorption, absorption)
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • C10L3/103—Sulfur containing contaminants
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • C10L3/104—Carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/22—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 diffusion
    • B01D2053/221—Devices
    • B01D2053/223—Devices with hollow tubes
    • B01D2053/224—Devices with hollow tubes with hollow fibres
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20405—Monoamines
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
    • B01D2256/24—Hydrocarbons
    • B01D2256/245—Methane
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/304—Hydrogen sulfide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/50—Carbon oxides
    • B01D2257/504—Carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D69/00—Semi-permeable membranes for separation processes or apparatus characterised by their form, structure or properties; Manufacturing processes specially adapted therefor
    • B01D69/08—Hollow fibre membranes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/54—Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C10L2290/548—Membrane- or permeation-treatment for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/56—Specific details of the apparatus for preparation or upgrading of a fuel
    • C10L2290/567—Mobile or displaceable apparatus
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Seasonings (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу очистки природного газа. Способ дезодорирующей сероочистки природного газа до технических условий на сжиженный природный газ включает введение природного газа во внутренний канал мембранного контактного аппарата, введение абсорбционного растворителя в межтрубное пространство мембранного контактного аппарата и удаление диоксида углерода и сероводорода с абсорбционным растворителем из природного газа, приводя в результате к подвергнутому сероочистке природному газу, содержащему менее чем 50 объемных частей на миллион диоксида углерода и менее чем 4 объемные части на миллион сероводорода. Изобретение обеспечивает усовершенствованный способ очистки природного газа, в том числе сведение к минимуму последствий вызванных движением и нестабильностью процесса, например при обработке в море. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 4 ил., 5 табл., 22 пр.

Description

Уровень техники изобретения
Изобретение относится в основном к очистке, например дезодорирующей сероочистке природного газа.
Строгие технические условия типично применяются к обработке СПГ (Сжиженного Природного Газа). Например, диоксид углерода и часто сероводород типично присутствуют в промысловых газах и должны быть удалены до конкретных уровней, например менее чем 50 частей на миллион по объему СО2 и менее чем 4 объемные части на миллион H2S, как например, в связи с проблемами, относящимися к обрабатываемости, токсичности и коррозии, например. Более конкретно, обработка СПГ типично требует охлаждения природного газа до 160°С. Это в свою очередь требует, чтобы концентрация СО2 в природном газе была менее чем 50 объемных частей на миллион, чтобы избежать замораживания внутри системы.
Современное состояние техники обработки, чтобы достичь таких уровней концентрации СО2 в природном газе представляет собой физическую или химическую абсорбцию в процессе на основе колонны. Процесс абсорбции алканоламинами представляет собой современное состояние технологии для этой цели. Эти амины используются как водные растворители, чтобы избирательно абсорбировать H2S и СО2 из потоков сернистого природного газа. Сернистый газ вводится на дно абсорбера и протекает вверх колонны в противотоке с потоком водного амина. Внутри колонны кислые газы абсорбируются посредством амина. Амин описан, как бедный кислым газом, когда он входит на верх абсорбера, и богатый, когда он выходит со дна, нагруженный кислым газом. Из абсорбера богатый амин направляется на верх отпарной колонны, где перепад давления и приложение тепла дают возможность растворителю отпариваться от кислых газов. Амин, вновь бедный, циркулирует обратно в абсорбер для дезодорирующей сероочистки.
Морской газ часто дегидратируется на морской платформе. Морской газ типично дегидратируется несколько раз между устьем скважины и потребителем. Дегидраторы с триэтиленгликолем (TEG) обычно представляют собой мастерскую промышленного предприятия дегидратации с только спорадическим использованием молекулярных сит или хлорида кальция. В системах TEG типично циркулирует бедный водой TEG в противотоке с влажным газом, чтобы абсорбировать водяной пар из газа. Богатый растворитель затем нагревается в установке для регенерации, чтобы выпарить воду. Бедный растворитель возвращается в абсорбер, чтобы завершить цикл. Абсорбционные камеры представляют собой большие башни или колонны, 3-5 м в диаметре, 10-30 м по высоте и весящие 50-100 тонн, в зависимости от производительности. Камеры также имеют специфические внутренние элементы, включая тарелки, неупорядоченную насадку и упорядоченную насадку, чтобы обеспечить близкий контакт между газом и жидкостью.
Традиционные абсорбционные колонны как системы дезодорирующей сероочистки амином, так и системы дегидратации TEG, являются типично большими в размере, как например, чтобы требовать большую площадь у основания для обработки, и тяжелыми по весу. Кроме того, они обычно бросают вызовы при работе, как например, каналообразование жидкости, захлебывание, унос и пенообразование.
Эти и другие вызовы часто акцентированы в применении в плавучем комплексе СПГ, как например, могут возникать при обработке в море, как например, на корабле, барже или платформе, и, как например, могут вводить параметры движения в схему обработки. Например, такие применения могут страдать от неэффективностей, вызванных движением и нестабильности процесса в связи с плохим распределением растворителя в колонне.
Таким образом, имеется необходимость и потребность для технологий обработки и расположения, которые сводят к минимуму или преодолевают одно или более ограничений процесса, типично связанных с дезодорирующей сероочисткой природного газа, в особенности в контексте применений в море.
Сущность изобретения
Задачей изобретения согласно одному из аспектов изобретения является разработка усовершенствованного способа дезодорирующей сероочистки природного газа до технических условий на сжиженный природный газ.
Задачей изобретения согласно другому аспекту изобретения является разработка усовершенствованной системы для дезодорирующей очистки природного газа до технических условий на сжиженный природный газ, в особенности применимых в применениях на море.
Более конкретной задачей изобретения является разрешение вышеуказанных проблем известного уровня техники.
В соответствии с одним аспектом изобретения, способ (в дальнейшем по всему описанию “процесс” заменить на “способ”) дезодорирующей сероочистки природного газа до технических условий на сжиженный природный газ включает обеспечение мембранным контактным аппаратом, имеющим внутренний канал и межтрубное пространство. Подаваемый природный газ вводится во внутренний канал мембранного контактного аппарата. Абсорбционный растворитель вводится в межтрубное пространство мембранного контактного аппарата. Абсорбционный растворитель используется, чтобы удалить СО2 и H2S из подаваемого природного газа, приводя в результате к подвергнутому сероочистке природному газу, содержащему менее чем 50 объемных частей на миллион СО2 и менее чем 4 объемные части на миллион H2S.
В соответствии с другим конкретным вариантом осуществления, здесь предусмотрен способ дезодорирующей сероочистки природного газа до технических требований на сжиженный природный газ на морской платформе, барже или корабле. Предусмотрен мембранный контактный аппарат с полыми волокнами, имеющий внутренний канал и межтрубное пространство. Абсорбционный растворитель вводится во внутренний канал мембранного контактного аппарата с полыми волокнами. СО2 и H2S удаляются из подаваемого природного газа с адсорбционным растворителем, чтобы образовать поток растворителя, содержащий СО2 и H2S, и поток подвергнутого сероочистке природного газа, содержащий менее чем 50 объемных частей на миллион СО2 и менее чем 4 объемные части на миллион H2S. СО2 и H2S последовательно отпариваются от потока растворителя, содержащего СО2 и H2S, чтобы образовать регенерированный абсорбционный растворитель. По меньшей мере часть регенерированного абсорбционного растворителя может затем быть рециркулирована или введена в межтрубное пространство мембранного контактного аппарата с полыми волокнами.
В другом аспекте, здесь предусмотрена морская система для дезодорирующей сероочистки природного газа до технических требований на сжиженный природный газ. В соответствии с одним вариантом осуществления, такая система включает первый мембранный контактный аппарат, имеющий внутренний канал для введения туда сернистого природного газа и межтрубное пространство для введения абсорбционного растворителя. Мембранный контактный аппарат является эффективным, чтобы удалять СО2 и H2S из сернистого природного газа с абсорбционным растворителем, чтобы образовать поток растворителя, содержащий СО2 и H2S, и поток подвергнутого сероочистке природного газа, содержащий менее чем 50 объемных частей на миллион СО2 и менее чем 4 объемные части на миллион H2S. Система также желательно включает второй мембранный контактный аппарат, эффективный, чтобы отпаривать СО2 и H2S из потока растворителя, содержащего СО2 и H2S, чтобы образовать поток регенерированного абсорбционного растворителя.
Более того, как будет понято и оценено специалистами в данной области техники и руководствуясь доктринами, предусмотренными здесь, и в соответствии с определенными конкретными вариантами осуществления, условия обработки дезодорирующей сероочисткой газа, как например, включающие одно или более из следующих условий процесса: суммарный расход входящего газа, нагрузка СО2 бедного растворителя, входное давление газа, входная температура газа, входное давление жидкости и входная температура жидкости, например, могут быть соответственно выбраны так, что практика изобретения, описанного здесь, дает возможность удовлетворения по меньшей мере определенным техническим условиям на СПГ, как например, относящимся к содержанию СО2, для различных систем растворителя и с различными мембранными материалами и формами.
Другие цели и преимущества будут очевидны специалистам в данной области техники из следующего подробного описания, взятого в связи с прилагаемыми пунктами формулы изобретения и чертежами.
Краткое описание чертежей
Фиг.1 представляет собой упрощенную схематическую диаграмму системы для дезодорирующей сероочистки природного газа до технических условий на сжиженный природный газ в соответствии с одним предпочтительным вариантом осуществления.
Фиг.2 представляет собой вид в изометрии модуля мембранного контактного аппарата для дезодорирующей сероочистки природного газа до технических условий на сжиженный природный газ в соответствии с одним аспектом изобретения.
Фиг.3 представляет собой упрощенное схематическое сечение модуля мембранного контактного аппарата, показанного на Фиг.2.
Фиг.4 представляет собой фрагментарный вид картриджа из спирально навитых упорядоченных полых волокон в соответствии с одним аспектом изобретения.
Описание изобретения
Настоящее изобретение раскрывает усовершенствованные способы и системы дезодорирующей сероочистки природного газа до технических условий на сжиженный природный газ. Как описано более подробно ниже, такие процессы и системы могут выгодно включать в себя и использовать мембранный контактный аппарат вместе с абсорбционным растворителем, чтобы удалять СО2 и H2S из подаваемого природного газа, чтобы получить в результате подвергнутый сероочистке природный газ, содержащий желательно пониженные количества СО2 и H2S.
Фиг.1 схематически иллюстрирует систему, в основном обозначенную ссылочным номером 10, для дезодорирующей сероочистки природного газа, например, желательно для технических условий на сжиженный природный газ, в соответствии с одним вариантом осуществления.
Более конкретно, исходный материал или подаваемый поток 12 природного газа, как например, в основном составленный из сернистого природного газа, вводится в мембранный контактный аппарат 14. В то время как более широкая практика изобретения не обязательно ограничивается, чтобы использовать вместе с особенными или специфическими исходными материалами или подаваемыми потоками природного газа, сернистые материалы морского природного газа типично содержат более чем 3% СО2 и более чем 50 объемных частей на миллион H2S, более конкретно, такие материалы подачи природного газа обычно содержат от 5% до 40% СО2 и от 100 объемных частей на миллион до 40% H2S.
Мембранный контактный аппарат 14, как например, описанный более подробно ниже, и, как например, в основном составленный из полых волокон, имеющих внутренний канал и межтрубное пространство. Подаваемый природный газ вводится во внутренний канал мембранного контактного аппарата 14. Мембранный контактный аппарат 14 может желательно работать при условиях окружающей среды для давления и температуры (например, менее чем 40°С).
Абсорбционный растворитель вводится в межтрубное пространство мембранного контактного аппарата 14 с полым волокном, как например, через поток 16 абсорбирующего растворителя. Абсорбционный растворитель действует или влияет на подаваемый природный газ, чтобы удалить СО2 и H2S из подаваемого природного газа. Более конкретно, абсорбционный растворитель действует или влияет, чтобы удалить СО2 и H2S из подаваемого природного газа, чтобы образовать поток 20 растворителя, содержащий СО2 и H2S, и, как например, чтобы привести в результате к потоку 22 подвергнутого сероочистке природного газа, содержащему желательно пониженное содержание СО2 и H2S.
Как будет оценено специалистами в данной области техники и руководствуясь доктринами, предусмотренными здесь, различные абсорбционные растворители, как например те, которые известны в данной области техники, могут быть использованы в практике изобретения при удалении СО2 и/или H2S. Примеры подходящих растворителей, которые могут быть использованы в практике изобретения, включают растворители амины. Особенно полезные растворители амины для использования в практике изобретения включают диэтаноламин (DEA) и метилдиэтаноламин (MDEA), например.
Поток 20 растворителя, содержащий СО2 и H2S, может, если желательно, быть подходящим образом обработан с тем, чтобы регенерировать абсорбционный растворитель для рециркуляции и/или повторного использования. Таким образом, система 10 также включает второй мембранный контактный аппарат, также иногда упоминаемый, как регенератор или отпарной контактный аппарат, в основном обозначенный посредством ссылочного номера 24 и в основном составленный из полых волокон, имеющих внутренний канал и межтрубное пространство, в котором поток 20 растворителя, содержащий СО2 и H2S, вводится в межтрубное пространство, и отпарная среда, как например, водяной пар, например, вводится в отверстие или внутренний канал через поток 26 отпарной среды. Как будет оценено, с использованием водяного пара, как отпарной среды, такой регенератор или отпарной контактный аппарат будет типично работать при более высокой температуре, чем первый мембранный контактный аппарат, в котором СО2 и H2S удаляются из сернистого природного газа.
Как результат, СО2 и H2S могут быть эффективно отпарены из потока 20 растворителя, содержащего СО2 и H2S, чтобы образовать поток 30 регенерированного абсорбционного растворителя, как например, может быть транспортирован в питательный резервуар абсорбционного растворителя или корпус 32 и, как например, для последующего транспортирования в мембранный контактный аппарат 14. Отпаренные от водяного пара СО2 и H2S образуют при повышенной температуре (например, 120°С) поток 34 процесса, который может быть подходящим образом выпущен или отведен, как может быть желательно.
Обратимся к фиг.2 и 3, где показан модуль мембранного контактного аппарата, в основном обозначенный ссылочным номером 110, и в соответствии с одним аспектом изобретения.
Модуль 110 мембранного контактного аппарата составлен из модуля полых волокон противоточной конструкции с четырьмя отверстиями. Специалисты в данной области техники и руководствуясь доктринами, предусмотренными здесь, оценят, что в то время как конструкции модуля контактного аппарата с другими конфигурациями потока могут, если желательно, быть использованы, такие противоточные конфигурации могут на практике быть предпочтительными для улучшенной или повышенной термодинамической эффективности.
Модуль 110 мембранного контактного аппарата включает мембранный картридж 112 из полого волокна, составленный из полого волокна, имеющего внутренний канал и межтрубное пространство, расположенный в корпусе 114 резервуара высокого давления. Корпус 114 под давлением включает:
входное отверстие 116 для сернистого природного газа, через которое поток, содержащий сернистый природный газ, может быть введен во внутренний канал мембраны из полых волокон;
выходное отверстие 120 для подвергнутого сероочистке природного газа, через которое подвергнутый сероочистке природный газ, как например, содержащий менее чем 50 объемных частей на миллион СО2 и менее чем 4 объемные части на миллион H2S, может быть подходящим образом отведен или высвобожден;
входное отверстие 122 для бедного абсорбционного растворителя, через которое один или более абсорбционных растворителей, как например, один или более растворителей аминов, как например, DEA и/или MDEA, может быть введен в межтрубное пространство мембраны из полых волокон; и
выходное отверстие 124 для богатого абсорбционного растворителя, через которое выбранные один или более абсорбционных растворителей, теперь богатых СО2 и H2S, могут быть подходящим образом отведены или высвобождены.
Картриджи их полых волокон для использования в практике изобретения могут желательно быть образованы или изготовлены посредством управляемой компьютером спиральной навивки. Процесс спиральной навивки желательно вырабатывает мембранную набивочную конфигурацию, сведя к минимуму каналообразование, перепуск и сведя к минимуму концентрационную поляризацию. Навитый картридж с управляемой равномерной упорядоченной насадкой показан на фиг.4 и в основном обозначен ссылочным номером 130. Полые волокна картриджа 130 расположены в спиральной траектории, с осью волокон, проходящей сливающейся с главным направлением потока текучей среды. Чтобы дать возможность термодинамически наиболее эффективного противотока, плотность насадки в картридже является предпочтительно равномерной. Также, перепуск потока, входной и выходной эффекты являются желательно сведенными к минимуму. Плотность волокнистой насадки и равномерность насадки могут предпочтительно быть управляемыми, чтобы гарантировать оптимальное распределение потока с минимальным перепадом давления на сторонах как подающей, так и фильтрата.
Различные мембранные контактные аппараты, как например, известные в данной области техники и включающие, например, мембранные контактные аппараты из расширенного политетрафторэтилена (ePTFE), могут быть использованы в практике изобретения.
В то время как более широкая практика изобретения не обязательно специально ограничивается или сдерживается, чтобы использоваться или практиковаться с конкретными или особенными мембранными контактными аппаратами, модули из полых волокон на основе поли (эфирэфиркетон) или РЕЕК были найдены желаемыми или предпочтительными при определенных условиях, в особенности с учетом факторов, как например, относящимся к стоимостям обработки и/или экономическим показателям.
Материалы РЕЕК, используемые в таких контактных аппаратах с полыми волокнами, представляют собой высокотемпературные конструкционные пластики, которые являются чрезмерно стойкими к износу при рабочих условиях, встречающихся в типичных применениях абсорбции газа. Кроме того, такие материалы РЕЕК желательно могут выносить контакт с большинством обыкновенных обрабатывающих растворителей.
Кроме того, в контактных аппаратах с полыми волоконами, сконструированных из супергидрофобных полых волокон РЕЕК, материал полых волокон является чрезмерно гидрофобным с давлением прорыва воды (перепад давления через волокно) более чем 600 фунт/кв. дюйм изб. Такие контактные аппараты с полыми волокна являются особенно подходящими для таких применений, так как волокна могут обеспечить очень высокую площадь поверхности до объемных отношений, и давления в канале и межтрубном пространстве могут быть поддержаны независимо, что является обычно невозможным для традиционных колонн.
Кроме того, модули абсорбера с полыми волокнами могут быть дополнительно пригнаны к специфическим потребностям дезодорирующей сероочистке природного газа, чтобы обеспечить улучшенную массопередачу кислых газов из газовой фазы в фазу растворителя. Прочные полые волокна показывают высокое внутреннее постоянство СО2 (>1000 GPU, 1 GPU=1х106 (скм3)/см2 см Hg сек), в то же время все еще обеспечивая абсолютный межфазный барьер газ/жидкость. Как идентифицировано выше, модуль контактного аппарата может желательно быть сконструирован, используя управляемую компьютером спиральную навивку полых волокон, и чтобы обеспечить компактное массопередающее устройство с высокой эффективностью разделения. Кроме того, упорядоченная спиральная насадка из полых волокон может разрушить пограничный слой на стороне жидкости и понизить концентрационную поляризацию. Вообще, продуктивность таких контактных аппаратов с полыми волокнами является функцией коэффициента массопередачи, что в свою очередь регулируется посредством сопротивления поверхности раздела жидкости. Поэтому, модули контактного аппарата с полыми волокнами РЕЕК могут желательно обеспечить высокий коэффициент массопередачи посредством сведения к минимуму сопротивления поверхности раздела жидкости. Например, мембранные контактные аппараты с полыми волокнами РЕЕК могут выдерживать перепады давления вплоть до 60 фунт/кв. дюйм без значительной утечки растворителя или повреждения конструкции.
Как будет оценено специалистами в данной области техники и руководствуясь доктринами, предусмотренными здесь, контактный сосуд изменяется значительно с использованием полых волокон контактного аппарата газ/жидкость по сравнению с традиционным разделением СО2 и H2S на основе колонны. Более конкретно, принцип абсорбции газа, используя модули из нанопористых полых волокон, предоставляет несколько преимуществ по сравнению с использованием традиционной абсорбционной насадочной колонны. В системе контактного аппарата для абсорбции газа, как например, предусмотренной здесь, газ протекает внутри полых волокон, и абсорбционный растворитель, например, амин, протекает вокруг наружной стороны волокон. Полые волокна являются супергидрофобными и нанопористыми, то есть, растворитель не будет смачивать поры полых волокон и наноразмерные поры будут оставаться заполненными газом. Это в основном приводит в результате к чрезмерно низкому сопротивлению в открытых порах к потоку газа. Кроме того, массопередача в основном имеет место у пор вдоль длины волокон. Движущая сила отделения и избирательность компонента устанавливаются посредством химии растворитель/газ, в основном такой же, как в колонне.
Значительное преимущество использования контактного аппарата с полыми волокнами, чтобы разделять фазы, состоит в том, что становится возможным в основном свести к минимуму или исключить традиционные или обычные ограничения насадочных колонн, вызываемые посредством захлебывания или уноса жидкости посредством потока вверх газа. В контактном аппарате с полыми волокнами в соответствии с настоящим изобретением поток газа и жидкости может быть изменен независимо, и площадь контакта будет затем также независимой от скоростей потока, как противоположное режиму работы в колонне, где площадь массопередачи изменяется с нагрузкой жидкости. Таким образом, модули с полыми волокнами дают возможность очень высоких удельных поверхностей контакта на единицу объема для контактного аппарата с полыми волокнами (см. Таблицу 1, ниже). Практические рассмотрения, подобные потере давления, однако, в основном ограничивают величину до приблизительно между 500 и 3000 м2/м3.Это все еще значительно больше, чем в колонне, где величины 100-250 м2/м3 являются обычными, и дает возможность значительных понижений в объеме и весе контактного аппарата.
Таблица 1
Площадь поверхности устройства контактного аппарата газ-жидкость и сравнение коэффициента объемной массопередачи
Контактный аппарат газ-жидкость Удельная поверхность (м2/м3) Коэффициент объемной массоопередачи (1/сек)
Насадочная колонна (Противоток) 10-350 0,0004-0,07
Пузырьковая колонна (Перемешивание) 100-2,000 0,003-0,04
Орошаемая колонна 10-400 0,0007-0,075
Контактный аппарат с полыми волокнами 100-7,000 0,01-4,0
Другие преимущества или выгоды, связанные с использованием контактного аппарата с полыми волокнами или полученные от него могут включать: понижение, сведение к минимуму или исключение пенообразования и плохого распределения жидкости (каналообразование). Вдобавок, потенциал загрязнений при захвате может быть понижен и посредством этого уменьшен потенциал или возможность разрушения растворителя.
Кроме того, приливное и взывающее волну движение, как например, может быть замечено в применениях на плавучей платформе и корабле, желательно не должно материально воздействовать на характеристику таких контактных аппаратов с полыми волокнами по сравнению с ухудшением характеристики, как например, получающейся в результате от проскальзывания газа в традиционных колоннах, имеющих место в такой эксплуатации или работе.
В то время как скважины природного газа с глубокой водой реализуют наибольшие экономические выгоды от использования мембран газ/жидкость для дезодорирующей сероочистки и дегидратации природного газа в соответствии с изобретением, обработка, как описано здесь, также предлагает потенциальные экономии стоимости посредством использования меньших, меньшего веса, менее дорогих, легче управляемых платформ для новой добычи природного газа в глубоких водах Мексиканского Залива (глубина воды более чем 200 футов). Кроме того, дополнительная добыча из береговых запасов может теперь также быть возможной, потому что использование мембранных систем газ/жидкость, как здесь описано и предусмотрено, может сделать добычу более экономичной по сравнению с использованием традиционной технологии абсорбера. Еще кроме того, другие неподвижные или удаленные запасы могут также иметь преимущество от меньшего профиля обработки, обеспеченного при этом таким, что более практично дает возможность требуемой массопередающей установке быть заключенной внутри меньшей закрытой площади. Другая выгода состоит в защите операторов от резких погодных условий. Еще другая выгода состоит в значительном понижении веса требуемого оборудования, что дает возможность массопередающей установке быть изготовленной в мастерской и требует меньших стоимостей установки для связанных с этим фундаментов и развертывания крана.
Таким образом, мембранные системы газ/жидкость, описанные здесь, предлагают промышленности природного газа сбережения, оцененные как понижение на 50-70% в размере и весе вместе с пониженными эксплуатационными затратами по сравнению с традиционными контактными технологиями, включая тарельчатые и насадочные колонны. Они имеют определенное применение в неподвижных газовых запасах, как береговых, так и морских операциях добычи, а также в операциях передачи газа под высоким давлением.
Более того, специалисты в данной области техники и руководствуясь доктринами, предусмотренными здесь, поймут и оценят, что мембранные абсорберы и/или регенераторы в соответствии с изобретением и, как например, описанные здесь, могут быть ориентированы горизонтально, вертикально или иначе, как может быть описано в специфическом или определенном приложении.
Настоящее изобретение описано далее подробно в связи со следующими примерами, которые иллюстрируют или моделируют различные аспекты, включенные в практику изобретения. Нужно понять, что все изменения, которые относятся к ведению сущности изобретения являются желаемыми, чтобы быть защищенными, и таким образом изобретение не должно истолковываться, как ограниченное этими примерами.
Примеры
В этих Примерах, более, чем диаметром 30 двойных дюймов, длиной 12 дюймов модули контактного аппарата с полыми волокнами, содержащие картридж, с около 10 фут2 площади поверхности полых волокон и имеющие различные физические характеристики размера пор волокна и пористости, размеры волокна, плотности насадок из волокон и площади поверхности волокон, были испытаны.
Примеры 1-6
В этих Примерах, характеристика модуля была испытана для удаления СО2, используя систему растворителя DEA. Давление подачи было 500 фунт/кв. дюйм изб., и подача содержала около 8% по объему СО2 с оставшимся азотом. СО2 был эффективно удален, чтобы выработать продукт, содержащий менее 2,0 объемных % остаточного СО2. Перепад давления на стороне газа, перепад давления но стороне жидкости и бедная и богатая нагрузка растворителя DEA были также измерены. Результаты наилучшей характеристики контактного аппарата с полыми волокнами суммированы в секции ниже. Этот модуль был изготовлен с полыми волокнами из полых волокон РЕЕК, которые имеют собственную проницаемость СО2 1000 GPU, измеренную, используя чистый СО2 при 30°С.
Вычисления результатов испытаний и коэффициента массопередачи для этого модуля показаны в Таблице 2. Перепад давления потока на стороне газа, давление потока на стороне жидкости и бедная и богатая нагрузка растворителя DEA для этого модуля показаны в Таблице 3.
Таблица 2
Пример Входящий СО2, % Выходящий СО2, % % Удаления KGa, моль/(м3⋅ч⋅кПа) KG, см/с KGa, 1/с
1 8,03 0,08 99,1 760 0,0207 0,48
2 7,94 1,40 83,7 1309 0,0356 0,83
3 7,86 1,22 85,7 1609 0,0437 1,02
4 7,76 2,21 73,3 1721 0,0468 1,09
5 8,58 2,34 74,7 1788 0,0486 1,13
6 7,70 1,91 76,8 1858 0,0505 1,17
Таблица 3
Пример Бедная Нагрузка, моль/моль Богатая Нагрузка, моль/моль ΔР, сторона газа, в H2O ΔР, сторона жидкости, в H2O
1 0,06 0,210 11,7 29,7
2 0,06 0,358 34,6 30,1
3 0,06 0,261 39,7 30,9
4 0,06 0,296 66,3 34,2
5 0,06 0,264 65,4 36,0
6 0,06 0,246 65,4 36,0
Общий коэффициент объемной массопередачи был измерен в диапазоне от 0,48 до 1,17 (1/с). По сравнению, промышленная насадочная колонна в основном имеет диапазон коэффициента объемной массопередачи от 0,0004 до 0,07 (1/с). Таким образом, этот испытуемый контактный аппарат с полыми волокнами имеет коэффициент массопередачи, который был в 16 раз большие, чем цитированный максимум для насадочной колонны. Полое волокно также имело проницаемость газообразного СО2 около 1000 GPU. Измеренные коэффициенты массопередачи в единице GPU находятся в диапазоне от 500 до 700, предполагая, что массопередача не ограничивается полыми волокнами.
На основе измеренного коэффициента массопередачи, можно оценить, что диаметром 8 дюймов, полноразмерный промышленный модуль (физический размер 10 дюймов в наружном диаметре на 60 дюймов высоты) с площадью поверхности 1000 фут2 могут:
обрабатывать 3,7 MMSCDF от 8,0 объемных % входящего до 2 объемных % выходящего СО2 как спроектированный от данных характеристики с 30 весовых % DEA при высоком давлении, используя лабораторный масштабный 2 дюймовый модуль, и
чтобы обрабатывать 500 MMSCDF того же газа, требуются 135 промышленных модулей.
Используя программу моделирования, было определено, что тарельчатая колонна диаметром 1 фут и высотой 40 футов требовалась бы, чтобы обрабатывать 1 MMSCDF газа от 8,0 объемных % входящего до 2,0 объемных % выходящего.
По меньшей мере 80% понижение в объеме оборудования процесса по сравнению с тарельчатой колонной, чтобы обрабатывать равное количество газа до тех же технических условий, может быть реализовано.
Примеры 7-14
В этих примерах, характеристика модуля была испытана для удаления СО2, используя систему растворителя DEA. Входное давление газа составляло 960 фунт/кв. дюйм изб., входная температура газа составляла 77°F и подача содержала около 1% по объему СО2 с оставшимся азотом. Входное давление жидкости составляло 950 фунт/кв. дюйм изб., и входная температура жидкости для Примеров 7 и 8 составляла 105°F и для Примеров 9-14 составляла 78°F.
Результаты контактного аппарата с полыми волокнами суммированы в Таблице 4, ниже.
Таблица 4
Пример Входящий СО2, объемные % Выходящий СО2, объемных частей на миллион Суммарный входящий газ, SCFH KGa (1/с) % Удаления СО2
7 0,963 150±10 52,6 0,016 98,5
8 1,104 140±10 26,4 0,008 98,7
9 0,963 80±9 52,5 0,016 99,0
10 0,984 65±6 104,9 0,032 99,3
11 0,983 51±5 209,9 0,065 99,4
12 0,960 72±10 287,9 0,089 99,2
13 1,270 66±7 319,0 0,099 99,5
14 1,150 564±20 624,6 0,176 94,3
СО2 был эффективно удален, чтобы выработать продукт, содержащий уровни остаточного СО2, показывающие возможность удовлетворять техническим условиями на СПГ, например, уровни остаточного СО2 ниже 100 объемных частей на миллион, предпочтительно значительно ниже 100 объемных частей на миллион и желательно вблизи или менее чем 50 объемных частей на миллион.
Примеры 15-22
В этих примерах, характеристика модуля была испытана для удаления СО2, используя систему растворителя, составленную из 40 весовых % активированного MDEA.
Входное давление газа составляло 950 фунт/кв. дюйм изб., входная температура газа составляла 70°F, и подача содержала около 1% по объему СО2 с оставшимся азотом. Входное давление жидкости составляло 950 фунт/кв. дюйм изб., и входная температура жидкости составляла 70°F.
Результаты контактного аппарата с полыми волокнами для этих Примеров суммированы в Таблице 5, ниже.
Таблица 5
Пример Входящий СО2, объемные % Выходящий СО2, объемных частей на миллион Суммарный входящий газ, SCFH KGa (1/с) % Удаления СО2
15 0,99 160 12 0,004 98,4
16 0,97 42±1 24 0,009 99,6
17 0,98 50±1 48 0,018 99,5
18 0,98 57±2 48 0,018 99,4
19 0,98 42±1 292 0,107 99,6
20 1,06 569 573 0,199 94,7
21 1,10 28±2 178 0,065 99,8
22 0,99 340±2 413 0,147 96,6
СО2 был эффективно удален, чтобы выработать продукт, содержащий уровни остаточного СО2, показывающие возможность удовлетворять техническим условиями на СПГ, например, уровни остаточного СО2 ниже 100 объемных частей на миллион, предпочтительно значительно ниже 100 объемных частей на миллион и желательно вблизи или менее чем 50 объемных частей на миллион.
Специалисты в данной области техники и руководствуясь доктринами, предусмотренными здесь, поймут и оценят, что условия обработки при дезодорирующей сероочистке газа, как например, одно или более из следующих условий процесса: суммарный расход входящего газа, нагрузка бедного растворителя СО2, входное давление газа, входная температура газа, входное давление жидкости и входная температура жидкости, например, могут быть подходящим образом выбраны, чтобы позволить достижение технических условий на СПГ через практику изобретения, описанного здесь.
Изобретение, иллюстративно раскрытое здесь, подходящим образом может быть осуществлено на практике при отсутствии любого элемента, части, стадии, компонента или ингредиента, что специфически не раскрыто здесь.
В то время как предшествующее подробное описание этого изобретения описано в связи с его определенными предпочтительными вариантами осуществления, и многие детали сформулированы для целей иллюстрации, должно быть очевидно специалистам в данной области техники, что изобретение допускает дополнительные варианты осуществления и что некоторые из деталей, описанных здесь, могут быть значительно варьированы без отступления от основных принципов изобретения. Например и без любого излишнего ограничения, изобретение может быть использовано для дезодорирующей сероочистки других топливных газов, включая, например, биогаз, произведенный на ферме морских водорослей или иначе, до технических требований на СПГ.

Claims (32)

1. Способ дезодорирующей сероочистки природного газа до технических условий на сжиженный природный газ, содержащий стадии:
обеспечивают мембранный контактный аппарат, имеющий внутренний канал и межтрубное пространство и имеющий мембранную набивочную конфигурацию для сведения к минимуму по меньшей мере одного из каналообразования и перепуска;
вводят подаваемый природный газ во внутренний канал мембранного контактного аппарата;
вводят абсорбционный растворитель в межтрубное пространство мембранного контактного аппарата; и
удаляют CO2 и H2S с абсорбционным растворителем из подаваемого природного газа, приводя в результате к подвергнутому сероочистке природному газу, содержащему менее чем 50 объемных частей на миллион CO2 и менее чем 4 объемные части на миллион H2S.
2. Способ по п. 1, в котором мембранный контактный аппарат содержит полые волокна.
3. Способ по п. 2, в котором мембранный контактный аппарат содержит супергидрофобные полые волокна.
4. Способ по п. 1, в котором абсорбционный растворитель содержит аминовый растворитель.
5. Способ по п. 4, в котором абсорбционный растворитель содержит DEA.
6. Способ по п. 4, в котором абсорбционный растворитель содержит MDEA.
7. Способ по п. 1, в котором по меньшей мере указанная стадия удаления CO2 и H2S с абсорбционным растворителем происходит на плавучей платформе.
8. Способ по п. 7, в котором по меньшей мере указанная стадия удаления CO2 и H2S с абсорбционным растворителем происходит в открытом море.
9. Способ по п. 1, в котором указанное удаление CO2 и H2S с абсорбционным растворителем приводит в результате к потоку растворителя, содержащему CO2 и H2S, и указанный способ дополнительно содержит стадии:
отгоняют CO2 и H2S от потока растворителя, содержащего CO2 и H2S, чтобы образовать регенерированный абсорбционный растворитель; и
рециркулируют по меньшей мере часть регенерированного абсорбционного растворителя в межтрубное пространство мембранного контактного аппарата с полыми волокнами.
10. Способ по п. 9, в котором по меньшей мере указанная стадия отпаривания CO2 и H2S от потока растворителя, содержащего CO2 и H2S, происходит на плавучей платформе.
11. Способ по п. 1, в котором подаваемый природный газ содержит более чем 3% CO2 и более чем 50 объемных частей на миллион H2S.
12. Способ по п. 11, в котором подаваемый природный газ содержит от 5% до 40% CO2 и от 100 объемных частей на миллион до 40% H2S.
13. Способ для дезодорирующей сероочистки природного газа до технических условий на сжиженный природный газ на морской платформе, барже или корабле, содержащий стадии, на которых:
обеспечивают мембранный контактный аппарат с полыми волокнами, имеющий внутренний канал и межтрубное пространство и имеющий мембранную набивочную конфигурацию для сведения к минимуму по меньшей мере одного из каналообразования и перепуска;
вводят подаваемый природный газ во внутренний канал мембранного контактного аппарата с полыми волокнами;
вводят абсорбционный растворитель в межтрубное пространство мембранного контактного аппарата с полыми волокнами;
удаляют CO2 и H2S из подаваемого природного газа с абсорбционным растворителем, чтобы образовать поток растворителя, содержащий CO2 и H2S, и поток подвергнутого сероочистке природного газа, содержащий менее чем 50 объемных частей на миллион CO2 и менее чем 4 объемные части на миллион H2S;
отгоняют CO2 и H2S от потока растворителя, содержащего CO2 и H2S, чтобы образовать регенерированный абсорбционный растворитель; и
вводят по меньшей мере часть регенерированного абсорбционного растворителя в межтрубное пространство мембранного контактного аппарата с полыми волокнами.
14. Способ по п. 13, в котором подаваемый природный газ содержит более чем 3% CO2 и более чем 50 объемных частей на миллион H2S.
15. Способ по п. 14, в котором подаваемый природный газ содержит от 5% до 40% CO2 и от 100 объемных частей на миллион до 1000 объемных частей на миллион H2S.
16. Способ по п. 13, в котором абсорбционный растворитель содержит аминовый растворитель, выбранный из группы, состоящей из DEA и MDEA.
17. Способ по п. 13, в котором мембранный контактный аппарат с полыми волокнами содержит супергидрофобные полые волокна.
18. Способ по п. 1, в котором введение подаваемого природного газа во внутренний канал мембранного контактного реактора осуществляют в противотоке введению абсорбционного растворителя в межтрубное пространство мембранного контактного реактора.
19. Способ по п. 2, в котором полые волокна расположены по спиральной траектории с осью волокон, проходящей сливающимся образом с главным направлением потока текучей среды.
20. Способ по п. 3, в котором супергидрофобные полые волокна содержат РЕЕК полые волокна, материал с давлением прорыва воды более чем 600 фунт/кв. дюйм изб.
RU2015148603A 2013-04-15 2014-03-10 Дезодорирующая сероочистка природного газа посредством мембранного контактного аппарата RU2631295C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/862,859 US9227889B2 (en) 2013-04-15 2013-04-15 Sweetening of natural gas
US13/862,859 2013-04-15
PCT/US2014/022290 WO2014172029A1 (en) 2013-04-15 2014-03-10 Sweetening of natural gas by membrane contactor

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2015148603A RU2015148603A (ru) 2017-05-17
RU2631295C2 true RU2631295C2 (ru) 2017-09-20

Family

ID=50543302

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015148603A RU2631295C2 (ru) 2013-04-15 2014-03-10 Дезодорирующая сероочистка природного газа посредством мембранного контактного аппарата

Country Status (8)

Country Link
US (1) US9227889B2 (ru)
AU (1) AU2014254377B2 (ru)
BR (1) BR112015026245B1 (ru)
MX (1) MX365234B (ru)
MY (1) MY174878A (ru)
NO (1) NO20151412A1 (ru)
RU (1) RU2631295C2 (ru)
WO (1) WO2014172029A1 (ru)

Families Citing this family (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9541302B2 (en) * 2011-06-03 2017-01-10 3M Innovative Properties Company Flat panel contactors and methods
AU2014392793A1 (en) * 2014-04-28 2016-09-08 Ptt Public Company Limited A natural gas purification system and a process of using thereof
CN106554836A (zh) * 2015-09-24 2017-04-05 中国石油化工股份有限公司 一种天然气中硫化氢的处理方法
CN105505498A (zh) * 2016-01-20 2016-04-20 天津中油现代石油设备有限公司 一种新型天然气脱硫装置
US20180126329A1 (en) * 2016-11-04 2018-05-10 Eaton Corporation Tube sheet design for use in air separation modules
WO2019116075A1 (en) * 2017-12-11 2019-06-20 Poorkhalil Ali Method and system for coating hollow fiber membrane
US10843128B2 (en) * 2018-03-14 2020-11-24 Saudi Arabian Oil Company Membrane contactor
WO2019178354A1 (en) * 2018-03-14 2019-09-19 Gas Technology Institute Membrane absorption process for co2 capture
AU2018420564B2 (en) * 2018-04-24 2024-06-20 Dalian Institute Of Chemical Physics China Academy Of Science System and method for solvent regeneration
CN110857405B (zh) * 2018-08-23 2021-08-03 中国石油天然气股份有限公司 用于天然气流量原级标准装置的天然气净化系统及方法
CN109692556A (zh) * 2019-02-15 2019-04-30 上海蓝魂环保科技有限公司 一种船舶尾气模块化脱硫装置的监控系统
GB2584704B (en) 2019-06-12 2023-01-25 Univ Cranfield Gas treatment process and gas treatment apparatus
CN117643744B (zh) * 2024-01-30 2024-04-16 四川凌耘建科技有限公司 一种天然气三甘醇高效脱水方法及相关装置

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1998004339A1 (en) * 1996-07-31 1998-02-05 Kvaerner Asa Method for removing carbon dioxide from gases
US20120058016A1 (en) * 2008-07-30 2012-03-08 General Electric Company Membrane contactor systems for gas-liquid contact
US20120247327A1 (en) * 2010-09-27 2012-10-04 Conocophillips Company Hollow-fiber membrane contactors
RU2465041C1 (ru) * 2011-05-04 2012-10-27 Открытое акционерное общество "Сибур-Нефтехим" Способ совместной очистки природного газа от фракции тяжелых углеводородов и серусодержащих примесей

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8414683B2 (en) 2010-05-28 2013-04-09 Uop Llc Integrated process for floating liquefied natural gas pretreatment
US8282707B2 (en) 2010-06-30 2012-10-09 Uop Llc Natural gas purification system
AU2011323648A1 (en) * 2010-11-01 2013-05-02 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1998004339A1 (en) * 1996-07-31 1998-02-05 Kvaerner Asa Method for removing carbon dioxide from gases
US20120058016A1 (en) * 2008-07-30 2012-03-08 General Electric Company Membrane contactor systems for gas-liquid contact
US20120247327A1 (en) * 2010-09-27 2012-10-04 Conocophillips Company Hollow-fiber membrane contactors
RU2465041C1 (ru) * 2011-05-04 2012-10-27 Открытое акционерное общество "Сибур-Нефтехим" Способ совместной очистки природного газа от фракции тяжелых углеводородов и серусодержащих примесей

Also Published As

Publication number Publication date
AU2014254377A1 (en) 2015-10-15
RU2015148603A (ru) 2017-05-17
US20140309471A1 (en) 2014-10-16
NO20151412A1 (en) 2015-10-16
BR112015026245B1 (pt) 2018-05-08
MY174878A (en) 2020-05-20
AU2014254377B2 (en) 2017-01-12
US9227889B2 (en) 2016-01-05
BR112015026245A2 (pt) 2017-05-02
WO2014172029A1 (en) 2014-10-23
MX365234B (es) 2019-05-27
MX2015014454A (es) 2016-02-03

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2631295C2 (ru) Дезодорирующая сероочистка природного газа посредством мембранного контактного аппарата
Dalane et al. Potential applications of membrane separation for subsea natural gas processing: A review
US10150926B2 (en) Configurations and methods of flexible CO2 removal
US9937462B2 (en) Aqueous absorbent composition for enhanced removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures and method for using the same
KR101847805B1 (ko) 가스 스트림과 액체 스트림의 접촉
AU2017326964B2 (en) Apparatus and system for enhanced selective contaminant removal processes related thereto
RU2195359C2 (ru) Способ и устройство для осуществления мембранной абсорбции газ/жидкость при повышенном давлении
Ghasem CO2 removal from natural gas
JP6816269B2 (ja) ナノ多孔性膜上でのパートラクションによるガス混合物の成分を抽出する方法
WO2014004020A1 (en) Aqueous alkanolamine solution and process for the removal of h2s from gaseous mixtures
WO2016088538A1 (ja) 天然ガス精製装置及びシステム
WO2015167404A1 (en) A natural gas purification system and a process of using thereof
KR20160001460A (ko) 천연가스에 포함된 산성가스 및 수분 제거를 위한 다단계 혼성 장치 및 방법
WO2016057495A1 (en) Process for the removal of acid gases from gaseous mixtures using an aqueous solution of 2-dimethylamino-2-hydroxymethyl-1, 3-propanediol
CA2986035C (en) An aqueous alkanolamine composition and process for the selective removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures
Jasim et al. A Review of the Natural Gas Purification from Acid Gases by Membrane
EP3204142A1 (en) Aqueous solution of 2-dimethylamino-2-hydroxymethyl-1, 3-propanediol useful for acid gas removal from gaseous mixtures
AU2018256480B2 (en) Process and system for treating natural gas feedstock
WO2016005402A1 (en) Process for producing a purified gas stream by two stage absorption
BR102020019537A2 (pt) Processo híbrido para remoção de gases ácidos do gás natural
PL216277B1 (pl) Sposób i układ do kondycjonowania surowego gazu ziemnego