SA05260182B1 - عملية لخفض / ازالة تركيز كبريتيد الهيدروجين الموجود في الغاز الطبيعي - Google Patents
عملية لخفض / ازالة تركيز كبريتيد الهيدروجين الموجود في الغاز الطبيعي Download PDFInfo
- Publication number
- SA05260182B1 SA05260182B1 SA5260182A SA05260182A SA05260182B1 SA 05260182 B1 SA05260182 B1 SA 05260182B1 SA 5260182 A SA5260182 A SA 5260182A SA 05260182 A SA05260182 A SA 05260182A SA 05260182 B1 SA05260182 B1 SA 05260182B1
- Authority
- SA
- Saudi Arabia
- Prior art keywords
- hydrate
- natural gas
- hydrogen sulfide
- gas
- water
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 91
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 38
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 31
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 31
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 26
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 14
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 5
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 claims description 11
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 5
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 3
- VBYZSBGMSZOOAP-UHFFFAOYSA-N molecular hydrogen hydrate Chemical compound O.[H][H] VBYZSBGMSZOOAP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 230000004224 protection Effects 0.000 claims 3
- 239000000470 constituent Substances 0.000 claims 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 claims 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 claims 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 abstract description 3
- 239000008239 natural water Substances 0.000 abstract 1
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 3
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003723 Smelting Methods 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- ZOFMEZKHZDNWFN-UHFFFAOYSA-N acetic acid methane Chemical compound C.CC(O)=O ZOFMEZKHZDNWFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- -1 alkylamine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-BJUDXGSMSA-N carbon-11 Chemical compound [11C] OKTJSMMVPCPJKN-BJUDXGSMSA-N 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 230000004927 fusion Effects 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000008188 pellet Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- QXTCFDCJXWLNAP-UHFFFAOYSA-N sulfidonitrogen(.) Chemical compound S=[N] QXTCFDCJXWLNAP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 210000003934 vacuole Anatomy 0.000 description 1
- 238000012800 visualization Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/46—Removing components of defined structure
- B01D53/48—Sulfur compounds
- B01D53/52—Hydrogen sulfide
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1456—Removing acid components
- B01D53/1468—Removing hydrogen sulfide
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
Abstract
الملخص: يتعلق الاختراع بعملية لخفض/ إزالة كبريتيد الهيدروجين hydrogen sulfide الموجود فى الغاز الطبيعي natural gas حيث تتضمن: التغذية بالغاز الطبيعي natural gas والماء إلى وعاء تفاعل موضوع فى الظروف الدينامية الحرارية المفضلة لتكوين هيدرات hydrate H2S وبشكل أساسى تحت الضغط المطلوب لإنتاج الغاز الطبيعي ؛ تصريف هيدرات hydrate ال H2S من أسفل وعاء التفاعل؛(ج) صهر الهيدرات hydrate بشكل اختياري وإعادة الحقن بالماء و/أو الغاز المحتوى على كبريتيد الهيدروجين hydrogen sulfide و/أو الهيدرات hydrate كما هى إلى نفس حقل الإنتاج أو إلى تكوين جيولوجى مكافئ؛ و(د) التغذية بشكل اختيارى بالغاز الطبيعي المتبقى إلىعملية تليين تقليدية.
Description
_ Y — عملية لخفض/ إزالة تركيز كبريتيد الهيدروجين الموجود في الغاز الطبيعي
Process for the Reduction/Removal of the Concentration of Hydrogen Sulfide
Contained in Natural Gas الوصف الكامل خلفية الاختراع يتعلق الاختراع الحالى بعملية لخفض/ إزالة تركيز كبريتيد الهيدروجين hydrogen sulfide الموجود فى الغاز الطبيعي natural gas . وبتحديد أكثرء يتعلق الاختراع الحالى بعملية لخفض مكون كبريتيد الهيدروجين hydrogen sulfide فى الغاز الطبيعي أو فى الغاز المصاحب له (فى حقل للنفط) إلى تركيزات تجمل معالجة التيار السفلى المحتوى عليه فى أية عملية تليين تقليدية؛ خطوة سهلة. من المعروف أن الغاز الطبيعي وكذلك الغاز المصاحب له (سيشار إليهما معاً فيما بعد فى هذا الطلب بالغاز الطبيعي) قد أصبح مصدراً للطاقة الحرارية التى تشكل أحد البدائل الرئيسية للوقود التقليدى ذى الطبيعة الحجرية؛ وبصفة خاصة الفحم وزيوت الوقود التى أساسها aii) حيث ٠ يعتبر أقل تلويثاً للبيئة ويعطى ناتج طاقة أكبر لكل وحدة من غاز ,60 المتولد. الغاز الطبيعي ؛ المأخوذ من حقول الإنتاج؛ يتكون بشكل أساسى من الميثان methane ولكنه يمكن أن يحتوى أيضاًء بالإضافة إلى وجود كميات صغيرة إلى حدٍ ما من الهيدروكربوذات الأعلى المحتوية على عدد يتراوح من ١ AY ذرات كربون أو أكثر؛ على كميات متغيرة من الغازات الخاملة أو الملثة؛ مثل ثانى أكسيد الكربون carbon dioxide أو 11:5 الى يجبب ١ _ التخلص منها أو خفضها لتحقيق مواصفات الاستخدام. :
اس وهذه المواصفات تشتمل على تلك التى تخص معامل ال (Wobbe وهو متغير يعرف بالنسبة بين القيمة الحرارية (الكبرى والصغرى) للغاز وكثافته بالنسبة للهواء وكذلك للغاز الذى به مكون صفرى من 11.5 بشكل خاص. ض طرق إزالة الغازات الخاملة أو Ada Ald خاصة النيتروجين nitrogen كبريتيد © الهيدروجين sulfide 8 + من الغاز الطبيعي natural gas ؛ معروفة فى الأبحاث العلمية التى كتبت عن الموضوع؛ إلاّ أن معظم هذه العمليات؛ تبنى بشكل أساسى علي الإزالة عند درجات حرارة منخفضة كما فى Alls النيتروجين nitrogen ¢ أو على الإزالة عن طريق الامتصاص باستخدام مركبات الألكيل أمين ؛ كما فى Ala كبريتيد الهيدروجين hydrogen sulfide ¢ وهى عمليات فعالة بصفة عامة ولكنها ليست اقتصادية دائماً. بصفة خاصة؛ توجد خزانات ٠ للغاز الطبيعى يكون فيها تركيز كبريتيد الهيدروجين hydrogen sulfide عالياً بدرجة تجعل استغلالها غير مقبول من وجهة النظر الاقتصادية بسبب عمليات الفصل باهظة التكاليف وما يتبع ذلك من معالجة المواد الملونة (11:5). ومن الأمور التى لها أهمية خاصة هى مرحلة معالجة كبريتيد الهيدروجين hydrogen sulfide حيث أنه؛ بعد الفصل؛ يتم تحويله إلى كبربت عنصرى باستخدام عملية Clans المعروفة؛ مع وجود المشاكل المتعلقة بكيفية التخلص منه. إحدى طرق ١ _التخلص تلك؛ تم وصفها فى براءة الاختراع الأمريكية رقم 4587078 ؛ تقترح تخزين الكبريت 6 ؛ فى الحالة المنصهرة أو صورة تشتت مائى؛ Var من تخزينه فى غرف تحت الأرض. yas فيما كتب عن الموضوع؛ تم إقتراح طرق لتنقية الغاز الطبيعي المحتوى على مواد Aske بدلاً من الطرق التقليدية؛ وفيها تصور لتكوين هيدرات hydrate الغاز. تعبير "هيدرات 6 الغاز" كما هو مستخدم فى الوصف (Mall وعناصر الحماية تشير إلى Ye _بنيات صلبة تتكون عن طريق إندماج الغاز مع الماء. هيدرات Jal hydrate تكن مجموعة
من المواد الصلبة حيث تشغل فيها الجزيئات التى لها أبعاد صغيرة نسبياً فجوات كروية إلى حد كبير فى صورة بنيات تشابكية بصورة تشبه تكوين الثلج من جزيئات الماء التى ترتبط مع بعضها بواسطة قناطر هيدروجين. بصفة خاصة؛ فإن هيدرات hydrate الغاز عبارة عن توليفات بنيوية من الجزيئات التى تظل مرتبطة ليس بواسطة قوى التجاذب الكيميائية القوية ولكن ٠ كنتيجة لتأثير الارتباط التبادلى لجزيئات الماء التى تمكن من تكوين بنيات من النوع القفصى تقوم بتكوير جزيئات الغاز المنفصلة بإحكام. تصف براءة الاختراع الأمريكية رقم طريقة لتنقية الغاز الطبيعي natural gas من الملوثات التقليدية الموجودة به؛ die النيتروجين nitrogen وثانى أكسيد الكربون carbon carbon dioxid dioxide وكبريتيد الههدروجين hydrogen sulfide » عن طريق تكوين ٠ الهيدرات «hydrate باستخدام محاليل ميثان methane . وطبقاً للطريقة المعروفة فى الفن السابق؛ فإن الميثان asa sll methane فى الغاز الطبيعي يكن هيدرات hydrate مع المحاليل المذكورة؛ ثم dually بنفسه عن (DSL ويتم استخلاصه بعد ذلك؛ فى جهاز للصهرء عن طريق التسخين البسيط ويكون عندئذ جاهزاً إلى حد كبير لتوزيعه. إلاّ أنه فى هذه diel pd لا توجد أية إشارة إلى كيفية معالجة الملوثات التى يتم فصلها من الغاز الطبيعي natural gas vo وبصفة خاصة؛ لا توجد أية أمثلة خاصة توضح كيفية معالجة الغاز عندما تكون المادة As gal) هى كبريتيد هيدروجين hydrogen sulfide بشكل أساسى. الوصف العام للاختراع ولقد اكتشف المخترعون الآن طريقة بديلة لتنقية الميثان methane الموجود فى الغاز الطبيعي natural gas ؛ وهى على العكس من الفن المعروف؛ تقترح تكوين الهيدرات hydrate باستخدام 3 عنصر موث ٠ وبصفة خاصة فى حالة الغاز الطبيعي الذى يتكون بشكل أساسى من ميثان خلأ
ت_ 0 __
methane وكبريتيد هيدروجين hydrogen sulfide ويمكن فصل الأخير إلى حدٍ كبير بطريقة
بسيطة وغير مكلفة فى صورة هيدرات hydrate ويلى ذلك؛ بعد الإسالة؛ يمكن sale) استخدامه
فى حقل إنتاج الغازء أو فى Af بنية جيولوجية مكافئة؛ على سبيل المثال فى صورة مخلوط مع
الماء. أما الغاز الطبيعي natural gas المتبقى فقد يكون نقياً من الناحية العملية أو قد يحتوى © على كميات مخفضة من 11:5 وبالتالى يمكن معالجته باستخدام عملية تليين تالية مقبولة من
الناحية الاقتصادية.
الوصف | لتفيصيلي
ولهذا فمن أهداف الاختراع الحالى تقديم عملية لإزالة/ خفض كبريتيد الهيدروجين hydrogen
56 الموجود فى الغاز الطبيعي حيث تتضمن:
£1 أ ) التغذية بالغاز الطبيعي ؛ المحتوى على ماء؛ وبفضل فى طور البخرء بكمية تتراوح من ٠ إلى 7850 بالوزن؛ محسوبة على أساس الوزن الكلى؛ إلى وعاء تفاعل موضوع فى الظطروف وبشكل أساسى تحت الضغط المطلوب 11:5 hydrate الدينامية الحرارية المفضلة لتكوين هيدرات لإنتاج الغاز الطبيعي من أسفل وعاء التفاعل؛ HS ال hydrate ب ( تفريغ هيدرات
eo (ج) صهر الهيدرات hydrate بشكل اختيارى وإعادة الحقن بالماء و/أو الغاز المحتوى على كبريتيد الهيدروجين hydrogen sulfide و/أو الهيدرات hydrate كما هى إلى نفس Jia الإنتاج أو إلى تكوين جيولوجى مكافئ؛ و
)9( التغذية بشكل اختيار ى بالغاز الطبيعي المتبقى إلى عملية تليين تقليدية للوصول إلى مواصفات التوصيل المطلوبة.
ا وطبقاً للاختراع الحالى؛ يفضل عند التشغيل بغاز طبيعى يتكون بشكل أساسى من المبشان methane وكبريتيد الهيدروجين hydrogen sulfide ويكون به مكونات أخرى. ذات طبيعة ' > هيدروكربونية؛ مثل الإيثان أو البروبان؛ أو ذات طبيعة مختلفة؛ مثل النيتروجين J nitrogen ثانى أكسيد الكربون carbon dioxide ؛ أن تتواجد بتركيزات لا تؤثر على معامل ال .Wobbe ٠ وبهذه الطريقة؛ فإن الغاز الطبيعي natural gas الذى تتم تنقيته طبقاً للطريقة الخاصة بالاختراع الحالى يمكن أن يصبح جاهزاً للتغذية به مباشرة إلى الشبكة وبالتالى يكون جاهزاً للتوزيع. ويتم الحصول على الغاز الطبيعي بصفة عامة من الآبار التى يمكن أن يكون فيها ضغط الغاز We للغاية؛ يزيد عن lage ٠١ بار مثلاً. وبالنسبة للظروف الدينامية الحرارية الأكثر تفضيلاً لتكوين هيدرات LS hydrate يمكن اقتراح درجة حرارة تتراوح من ١5 إلى VO م وضغط
٠ يتراوح من © إلى ١5 ميجا بارء فى حالة الآبار مرتفعة الضغط (ما يزيد عن ٠١ ميجا بار) فإن الغاز الطبيعي يمكن وضعه فى ظروف دينامية حرارية مفضلة لتكوين الهيدرات hydrate عن طريق تمدده؛ يفضل فى توربين باستخلاص الطاقة. وفى حالة الآبار منخفضة الضغط؛ أقل من © ميجا بار Sie يفضل معالجة درجة الحرارة؛ مواءمتها مع الضغط» عن طريق خفضها لتصبح 9 م.
١٠ _ بعد تكوين الهيدرات hydrate ؛ وتجميعها على قاع وعاء التفاعل؛ فإنه يمكن استخلاصها بطريقة مستمرة أو على قطفات. بعد تسخينها بغرض إسالتهاء يتم الحصول على خليط» يحتوى على فى الحالة الغازية؛ وماء يحتوى جزئياً على HS مذاب. وبعد الفصل الممكن للطورين. يتم الحقن بهما إلى تربة تحتية أو بدلاً من ذلك؛ يتم الحقن بكبريتيد الهممدروجين hydrogen sulfide فقط إلى التربة التحتية؛ بينما تتم إعادة تدوير الماء إلى مفاعل الإماهة.
MARE
د“ - وطبقاً لنموذج بديل لعملية إزالة/ خفض كبريتيد الهيدروجين hydrogen sulfide الموجود فى الغاز الطبيعي natural gas ؛ وهى الهدف من الاختراع الحالى؛ يتم تجميع الهيدرات hydrate التى تترسب على قاع المفاعل باستمرار ويعاد الحقن بها إلى التربة التحتية؛ فى صورة ملاط مائى مثلاً. ٠ البنيات الجيولوجية المقصودة لاستقبال كبريتيد الهميدروجين hydrogen sulfide المائى و/أو محلول مائى يحتوى عليه و/أو الهيدرات hydrate كما هى؛ يفضل أن تكون هى تلك المكوّئة للحقل الذى تتم إزالة الغاز الطبيعي natural gas ؛ الذى تم معالجته إلى حد كبير بهذه Gaal هدف الاختراع الحالى؛ منه. وبدلاً من ذلك؛ من الممكن استخدام بنيات جيولوجية فى أماكن بعيدة بالنسبة للحقل؛ ذات خواص بنيوية مناسبة لاستقبال والاحتفاظ بكل من كبريتيد الهيدروجين hydrogen sulfide ٠ الغازى و/أو محلوله المائى و/أو الهيدرات WS hydrate هى. وفيما يتعلق بتطبيق الاختراع الحالى؛ فإنه يمكن استخدام كل من البنيات الجيولوجية التى بها مادة بينية والبنيات المتشققة إما بشكل طبيعى أو التى بها شقوق مستحدثة. وفى جميع الحالات؛ يمكن تحديد الضغط وأقصى معدل لتدفق الحقن لكلا المكونين « كبريتيد الهيدروجين hydrogen sulfide الغازى والمحلول المائى؛ عن طريق الحسابات والقياسات المعروفة جيداً لدى الخبراء فى تطبيق ١ المعالجة المستحثة للآبار المنتجة للغاز الطبيعى و/أو النفط والغاز المصاحب أو الخبراء فى تكوين وتشغيل آبار الماء و/أو الغاز التى تعمل بإعادة الحقن. من أجل ضمان استمرارية عملية إزالة كبريتيد الهيدروجين hydrogen sulfide الموجود فى الغاز الطبيعي natural gas ؛ الهدف من هذا الاختراع؛ فيفضل التشغيل باستخدام اثنين على الأقل من أوعية التفاءل حيث يتم توصيلهما على التوازى بالنسبة لتدفق الغاز. وبهذه الطريقة؛ عندما ٠ يحدث إيقاف لأحد المفاعلين من أجل تفريغ الهيدرات hydrate المتجمعة؛ يكون AY) مستمراً YY).
_ A _
فى تكوين الهيدرات hydrate . وبدلاً من ذلك؛ من الممكن التشغيل باستمرار عن طريق التغذية
بالغاز والماء إلى مفاعل رأسى وتجميع الطور الصلب على القاع حيث يتم تفريغه باستمرار
De عن طريق مسمار ملولب على شكل دودة.
ولقد تم تقديم اختبار تجريبى لاحقا من أجل التوضيح فقط وليس لأغراض التقييد.
0 ثم اختيار الغاز الطبيعي natural gas ¢ متوفر تحت ضغط ؟ ميجا بار 6 وله التركيبة say) meee | تمت التغذية ب Je A * ١ مكعب طبيعى/ فى اليوم من هذا التيار الغاز ى إلى وعاء مغلق موضوع aad ضغط قدره ؟ ميجا بار وعند درجة حرارة قدرها ١ م ‘ سوياً مع [ore oe فى اليوم من ماء متبخر دقيق البللورات. تكونت كمية قدرها 00,؛ متر مكعب طبيعى/ فى اليوم ٠ من الغاز المحتوى على نسبة 77,١ مول من 1175 و854١ طن/ فى اليوم من الهيدرات chydrate نثيجة التلامس بين الماء المتبخر والغاز. بعد فصل الغازء؛ أعيد وضع الهيدرات hydrate تحت ضغط مما أدى إلى تكون خليط من ماء منخفض قليلا وغاز يحتوى على ٠,976 طن/ فى اليوم من 11:5 (791 من كبريتيد الهميدروجين hydrogen sulfide الذى تمت تعبئته).
Claims (1)
- - 0 عناصر الحماية١ عملية لإزالة/ خفض كبريتيد الهيدروجين hydrogen sulfide الموجود فى الغاز الطبيعي Cua natural gas تتضمن:() التغذية بالغاز الطبيعي natural gas ؛ المحتوى على ماء؛ ويفضل فى طور af بكمية تتراوح من Er إلى 780 بالوزن؛ محسوبة على أساس الوزن الكلى؛ © إلى وعاء تفاعل موضوع فى الظروف الدينامية الحرارية المفضلة لتكوين هيدرات hydrate 1 11:5 وبشكل أساسى تحت الضغط المطلوب لإنتاج الغاز الطبيعي natural gas VY ¢A (ب ) تفريغ هيدرات hydrate ال H2S من Jind وعاء التفاعل؛9 )—( صهر الهيدرات hydrate بشكل اختيارى وإعادة الحقن بالماء و/أو٠ الغاز المحتوى على كبريتيد الهيدروجين hydrogen sulfide و/أو الهيدرات hydrate) كما هى إلى نفس dis الإنتاج أو إلى تكوين جيولوجى مكافئ؛ و OY (د)_التغذية بشكل اختيارى بالغاز الطبيعي natural gas المتبقى إلى عملية تليين ٠" تقليدية للوصول إلى مواصفات التوصيل المطلوبة.١ *- العملية طبقاً لعنصر الحماية رقم ٠ حيث يحدث تكون الهيدرات hydrate عند TY درجة حرارة تتراوح من ١١ إلى so وضغط يتراوح من © إلى ١5 ميجا بار. =F العملية طبقاً لعنصر الحماية رقم ٠؛ حيث يحدث تكون الهيدرات hydrate تحت 7 ضغط منخفض؛ OF من © ميجا بار وعند درجة حرارة أقل من 19م . أ- ١و =١ +>- العملية طبقاً لأى من عناصر الحماية ld) حيث يتم تجميع الهيدرات (le hydrate Y قاع وعاء التفاعل ثم يتم تسخينها (إسالتها) بحيث يمكن الحصول ؤ على خليط يحتوى على 11:5؛ فى الحالة الغازية؛ وماء يحتوى على 11:5 مذاب ؛ - جزئيا.١ #- العملية Gh لأى من عناصر الحماية السابقة؛ حيث يتم الحقن بالخليط الذى يتم Y استخلاصه بعد إسالة الهيدرات hydrate ¢ بعد الفصل الممكن للطورين؛ إلى التربة التحتية.١ +- العملية طبقاً لعنصر الحماية رقم ©؛ حيث يتم الحقن بالطور الغازى المحتوى Y على كبريتيد هيدروجين hydrogen sulfide إلى التربة التحتية بينما تتم إعادة تدوير YF الماء إلى مفاعل الإماهة.=v) العملية طبقاً لعنصر الحماية رقم ١ أو ؟ أو "© حيث يتم تجميع الهيدرات أ hydrate على قاع وعاء التفاعل ثم تتم إعادة الحقن بها كما هى إلى التربة التحتية =A) العملية طبقاً لأى من عناصر الحماية السابقة؛ حيث تكون البنيات الجيولوجية Y المهيأة لاستقبال كبريتيد الهيدروجين hydrogen sulfide الغازى و/أو أى محلول YF مائى يحتوى عليه و/أو الهيدرات hydrate كما هى؛ هى تلك المكونة للحقل الذى ٌ تتم إزالة الغاز الطبيعي natural gas منه.YY).١١ - - ١ 4- العملية lik لأى من عناصر الحماية من ١ إلى ؛ حيث تكون البنيات YX الجيولوجية shed لاستقبال كبريتيد الهيدروجين hydrogen sulfide الغازى و/أو " أى محلول مائى يحتوى عليه و/أو الهيدرات hydrate كما هى؛ فى مكان بعيد 8 بالنسبة للحقل وتكون عبارة عن بنيات جيولوجية ذات مادة بينية أو البنيات المتشققة ° إما بشكل طبيعى أو التى بها شقوق مستحدثة .induced fractured structures AAR K
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| IT001288A ITMI20041288A1 (it) | 2004-06-25 | 2004-06-25 | Procedimento per la riduzione-rimozione della concentrazione di idrogeno solforato contenuto nel gas naturale |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SA05260182B1 true SA05260182B1 (ar) | 2009-11-11 |
Family
ID=34956042
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SA5260182A SA05260182B1 (ar) | 2004-06-25 | 2005-06-22 | عملية لخفض / ازالة تركيز كبريتيد الهيدروجين الموجود في الغاز الطبيعي |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8465705B2 (ar) |
| EP (1) | EP1771240A1 (ar) |
| CA (1) | CA2569318A1 (ar) |
| EA (1) | EA010490B1 (ar) |
| IT (1) | ITMI20041288A1 (ar) |
| SA (1) | SA05260182B1 (ar) |
| WO (1) | WO2006002781A1 (ar) |
Families Citing this family (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2921001B1 (fr) * | 2007-09-14 | 2010-08-13 | Inst Francais Du Petrole | Procede de desacidification d'un gaz naturel par formation d'hydrates. |
| IT1391172B1 (it) * | 2008-08-14 | 2011-11-18 | Univ Roma | Processo per la purificazione-addolcimento del gas naturale tramite dissociazione controllata degli idrati e uso degli stessi come separatori. |
| US9475998B2 (en) | 2008-10-09 | 2016-10-25 | Ceramatec, Inc. | Process for recovering alkali metals and sulfur from alkali metal sulfides and polysulfides |
| US9546325B2 (en) | 2009-11-02 | 2017-01-17 | Field Upgrading Limited | Upgrading platform using alkali metals |
| US9441170B2 (en) | 2012-11-16 | 2016-09-13 | Field Upgrading Limited | Device and method for upgrading petroleum feedstocks and petroleum refinery streams using an alkali metal conductive membrane |
| US9688920B2 (en) | 2009-11-02 | 2017-06-27 | Field Upgrading Limited | Process to separate alkali metal salts from alkali metal reacted hydrocarbons |
| US9512368B2 (en) | 2009-11-02 | 2016-12-06 | Field Upgrading Limited | Method of preventing corrosion of oil pipelines, storage structures and piping |
| CN102597177B (zh) * | 2009-11-02 | 2014-12-24 | 塞拉麦泰克股份有限公司 | 用碱金属和烃对石油原料的提质 |
| US8828221B2 (en) * | 2009-11-02 | 2014-09-09 | Ceramatec, Inc. | Upgrading platform using alkali metals |
| US20130012751A1 (en) * | 2010-03-15 | 2013-01-10 | Turner Douglas J | System and Method For Inhibiting Corrosion |
| EP2596849A1 (en) * | 2011-11-24 | 2013-05-29 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of removing a gaseous contaminant, preferably H2S, from a contaminated gas stream |
| WO2014011953A1 (en) | 2012-07-13 | 2014-01-16 | Ceramatec, Inc. | Integrated oil production and upgrading using a molten alkali metal |
| CN111974191A (zh) * | 2019-05-22 | 2020-11-24 | 中国石油大学(北京) | 一种水合脱除混合气中硫化氢的方法和装置 |
| RU2762713C1 (ru) * | 2021-02-08 | 2021-12-22 | Алексей Леонидович Западинский | Комплекс для добычи содержащего углеводороды флюида из залежи углеводородов |
| RU2762712C1 (ru) * | 2021-02-08 | 2021-12-22 | Алексей Леонидович Западинский | Способ добычи углеводородов |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB263830A (en) * | 1926-01-04 | 1927-11-10 | Ammonia | Improved process of purifying gas of the kind derived from the distillation of coal or coke |
| US2225959A (en) * | 1937-07-20 | 1940-12-24 | Power Patents Co | Process for dehydrating natural gas |
| GB568292A (en) * | 1941-08-15 | 1945-03-28 | Fluor Corp | Treatment of hydrate-forming gases |
| US3058832A (en) * | 1960-09-12 | 1962-10-16 | Dow Chemical Co | Solution treatment |
| US3360946A (en) * | 1966-04-29 | 1968-01-02 | Nat Distillers Chem Corp | Low temperature process for the recovery of ethane from a stripped natural gas stream |
| US5434330A (en) * | 1993-06-23 | 1995-07-18 | Hnatow; Miguel A. | Process and apparatus for separation of constituents of gases using gas hydrates |
| US5340382A (en) * | 1993-07-08 | 1994-08-23 | Beard Thomas L | Acid gas absorption process |
| US6245955B1 (en) * | 1998-09-01 | 2001-06-12 | Shell Oil Company | Method for the sub-sea separation of hydrocarbon liquids from water and gases |
| ITMI20022709A1 (it) * | 2002-12-20 | 2004-06-21 | Enitecnologie Spa | Procedimento per la rimozione dell'idrogeno solforato contenuto nel gas naturale. |
-
2004
- 2004-06-25 IT IT001288A patent/ITMI20041288A1/it unknown
-
2005
- 2005-06-15 CA CA002569318A patent/CA2569318A1/en not_active Abandoned
- 2005-06-15 EP EP05750680A patent/EP1771240A1/en not_active Withdrawn
- 2005-06-15 WO PCT/EP2005/006552 patent/WO2006002781A1/en active Application Filing
- 2005-06-15 EA EA200602158A patent/EA010490B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2005-06-15 US US11/629,513 patent/US8465705B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-06-22 SA SA5260182A patent/SA05260182B1/ar unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| ITMI20041288A1 (it) | 2004-09-25 |
| US20080031792A1 (en) | 2008-02-07 |
| EA200602158A1 (ru) | 2007-06-29 |
| US8465705B2 (en) | 2013-06-18 |
| CA2569318A1 (en) | 2006-01-12 |
| WO2006002781A1 (en) | 2006-01-12 |
| EP1771240A1 (en) | 2007-04-11 |
| EA010490B1 (ru) | 2008-10-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| SA05260182B1 (ar) | عملية لخفض / ازالة تركيز كبريتيد الهيدروجين الموجود في الغاز الطبيعي | |
| FR3075659B1 (fr) | Procede de production d'un courant de gaz naturel a partir d'un courant de biogaz. | |
| Anyadiegwu et al. | NATURAL GAS DEHYDRATION USING TRIETHYLENE GLYCOL (TEG). | |
| CN103221632A (zh) | 利用二氧化碳开采地层沉积物的方法 | |
| Roy et al. | Aspen-HYSYS simulation of natural gas processing plant | |
| CA2564590C (en) | Method for treating a process water to obtain carbon dioxide therefrom | |
| RU2667912C2 (ru) | Системы и способы получения диметилсульфида из газифицированного кокса | |
| US11066347B2 (en) | Purification and liquefaction of biogas by combination of a crystallization system with a liquefaction exchanger | |
| EP3167030B1 (fr) | Procédé et installation pour la séparation de constituants légers et de constituants lourds du gaz naturel | |
| CN212205328U (zh) | 富含二氧化碳油气井天然气脱碳并回收二氧化碳和液化装置 | |
| KR101265902B1 (ko) | 선박용 유증기 회수설비 | |
| Wong et al. | Economics of acid gas reinjection: an innovative CO2 storage opportunity | |
| CN204022773U (zh) | 一种提高低压天然气轻烃回收率的装置 | |
| SATO et al. | Extraction of phenol in water phase using liquefied dimethyl ether | |
| SHAH | Transformation of energy, technologies in purification and end use of shale gas | |
| CN115867528A (zh) | 提取甲烷气体、将其转化为包合物并运输使用的方法和系统 | |
| Haghighatjoo et al. | Introduction to nonacidic impurities of natural gas: Particulates, condensates, mercury, nitrogen, helium | |
| Hrncevic et al. | Sour-Gas-Reservoir Exploitation in Croatia | |
| KR20200097734A (ko) | 바이오메탄 스트림 내에 포함된 산소의 농도를 제한하기 위한 방법 | |
| Wang et al. | Formation conditions of biogas hydrate | |
| Chakma | CO2 separation and recycling—a route to zero net production of CO2 in the alberta energy industry | |
| Gunter et al. | Comparison of CO2-N2-enhanced coalbed methane recovery and CO2 storage for low-& high-rank coals, Alberta, Canada and Shanxi, China | |
| Peters | Natural Gas-The Cinderella Hydrocarbon | |
| NO335063B1 (no) | Fremgangsmåte for å separere CO2 fra en gassblanding | |
| Mahmoud et al. | Influence of Operating Conditions on Methane Gas Dehydration Process |