SA515360153B1 - Process for optimizing removal of condensable components from a fluid - Google Patents
Process for optimizing removal of condensable components from a fluid Download PDFInfo
- Publication number
- SA515360153B1 SA515360153B1 SA515360153A SA515360153A SA515360153B1 SA 515360153 B1 SA515360153 B1 SA 515360153B1 SA 515360153 A SA515360153 A SA 515360153A SA 515360153 A SA515360153 A SA 515360153A SA 515360153 B1 SA515360153 B1 SA 515360153B1
- Authority
- SA
- Saudi Arabia
- Prior art keywords
- stream
- gas
- given
- hee
- condensable components
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 43
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 14
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims description 22
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 19
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims abstract description 3
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims abstract description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 26
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 21
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 5
- 150000004677 hydrates Chemical group 0.000 claims description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 5
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 4
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 3
- 241001093575 Alma Species 0.000 claims description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 2
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical group OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 3
- 241001492658 Cyanea koolauensis Species 0.000 claims 2
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 claims 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims 2
- 101150071927 AANAT gene Proteins 0.000 claims 1
- 208000002874 Acne Vulgaris Diseases 0.000 claims 1
- 241001596957 Brama Species 0.000 claims 1
- 101100203566 Caenorhabditis elegans sod-3 gene Proteins 0.000 claims 1
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 claims 1
- 241000350052 Daniellia ogea Species 0.000 claims 1
- 101100458361 Drosophila melanogaster SmydA-8 gene Proteins 0.000 claims 1
- 101000979735 Homo sapiens NADH dehydrogenase [ubiquinone] 1 beta subcomplex subunit 8, mitochondrial Proteins 0.000 claims 1
- 206010073150 Multiple endocrine neoplasia Type 1 Diseases 0.000 claims 1
- 102100024975 NADH dehydrogenase [ubiquinone] 1 beta subcomplex subunit 8, mitochondrial Human genes 0.000 claims 1
- 101100450138 Neurospora crassa (strain ATCC 24698 / 74-OR23-1A / CBS 708.71 / DSM 1257 / FGSC 987) hat-2 gene Proteins 0.000 claims 1
- 240000007594 Oryza sativa Species 0.000 claims 1
- 235000007164 Oryza sativa Nutrition 0.000 claims 1
- 108091033411 PCA3 Proteins 0.000 claims 1
- 101100533820 Rattus norvegicus Sod3 gene Proteins 0.000 claims 1
- 241000711981 Sais Species 0.000 claims 1
- 240000005499 Sasa Species 0.000 claims 1
- 239000004783 Serene Substances 0.000 claims 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 claims 1
- 102100033121 Transcription factor 21 Human genes 0.000 claims 1
- 101710119687 Transcription factor 21 Proteins 0.000 claims 1
- 206010000496 acne Diseases 0.000 claims 1
- 238000000149 argon plasma sintering Methods 0.000 claims 1
- 210000000988 bone and bone Anatomy 0.000 claims 1
- WWVKQTNONPWVEL-UHFFFAOYSA-N caffeic acid phenethyl ester Natural products C1=C(O)C(O)=CC=C1C=CC(=O)OCC1=CC=CC=C1 WWVKQTNONPWVEL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- AGOYDEPGAOXOCK-KCBOHYOISA-N clarithromycin Chemical compound O([C@@H]1[C@@H](C)C(=O)O[C@@H]([C@@]([C@H](O)[C@@H](C)C(=O)[C@H](C)C[C@](C)([C@H](O[C@H]2[C@@H]([C@H](C[C@@H](C)O2)N(C)C)O)[C@H]1C)OC)(C)O)CC)[C@H]1C[C@@](C)(OC)[C@@H](O)[C@H](C)O1 AGOYDEPGAOXOCK-KCBOHYOISA-N 0.000 claims 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 claims 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 claims 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 claims 1
- SWUARLUWKZWEBQ-UHFFFAOYSA-N phenylethyl ester of caffeic acid Natural products C1=C(O)C(O)=CC=C1C=CC(=O)OCCC1=CC=CC=C1 SWUARLUWKZWEBQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- XOFYZVNMUHMLCC-ZPOLXVRWSA-N prednisone Chemical compound O=C1C=C[C@]2(C)[C@H]3C(=O)C[C@](C)([C@@](CC4)(O)C(=O)CO)[C@@H]4[C@@H]3CCC2=C1 XOFYZVNMUHMLCC-ZPOLXVRWSA-N 0.000 claims 1
- 235000009566 rice Nutrition 0.000 claims 1
- MTCFGRXMJLQNBG-UHFFFAOYSA-N serine Chemical compound OCC(N)C(O)=O MTCFGRXMJLQNBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000004148 unit process Methods 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 47
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 5
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 5
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 5
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002274 desiccant Substances 0.000 description 4
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 3
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 3
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 3
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N nitrogen oxide Inorganic materials O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 3
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 3
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YNQLUTRBYVCPMQ-UHFFFAOYSA-N Ethylbenzene Chemical compound CCC1=CC=CC=C1 YNQLUTRBYVCPMQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 2
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 235000012054 meals Nutrition 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- 206010003497 Asphyxia Diseases 0.000 description 1
- 101100533312 Caenorhabditis elegans seu-1 gene Proteins 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001209 Low-carbon steel Inorganic materials 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 102220470006 Parvalbumin-like EF-hand-containing protein_Y40A_mutation Human genes 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 239000003517 fume Substances 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 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
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 1
- 238000010791 quenching Methods 0.000 description 1
- 230000000171 quenching effect Effects 0.000 description 1
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 1
- 230000009919 sequestration Effects 0.000 description 1
- 150000003384 small molecules Chemical class 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 239000012855 volatile organic compound Substances 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D5/00—Condensation of vapours; Recovering volatile solvents by condensation
- B01D5/0027—Condensation of vapours; Recovering volatile solvents by condensation by direct contact between vapours or gases and the cooling medium
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D5/00—Condensation of vapours; Recovering volatile solvents by condensation
- B01D5/0033—Other features
- B01D5/0039—Recuperation of heat, e.g. use of heat pump(s), compression
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D5/00—Condensation of vapours; Recovering volatile solvents by condensation
- B01D5/0078—Condensation of vapours; Recovering volatile solvents by condensation characterised by auxiliary systems or arrangements
- B01D5/0087—Recirculating of the cooling medium
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D5/00—Condensation of vapours; Recovering volatile solvents by condensation
- B01D5/0078—Condensation of vapours; Recovering volatile solvents by condensation characterised by auxiliary systems or arrangements
- B01D5/0093—Removing and treatment of non condensable gases
-
- 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
- B01D53/002—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 condensation
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2251/00—Reactants
- B01D2251/20—Reductants
- B01D2251/21—Organic compounds not provided for in groups B01D2251/206 or B01D2251/208
-
- 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
- B01D2252/202—Alcohols or their derivatives
- B01D2252/2021—Methanol
-
- 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
-
- 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
- B01D2257/302—Sulfur oxides
-
- 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
- B01D2257/40—Nitrogen compounds
- B01D2257/404—Nitrogen oxides other than dinitrogen oxide
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2257/00—Components to be removed
- B01D2257/50—Carbon oxides
- B01D2257/504—Carbon dioxide
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2257/00—Components to be removed
- B01D2257/70—Organic compounds not provided for in groups B01D2257/00 - B01D2257/602
- B01D2257/702—Hydrocarbons
- B01D2257/7022—Aliphatic hydrocarbons
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2257/00—Components to be removed
- B01D2257/80—Water
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2258/00—Sources of waste gases
- B01D2258/02—Other waste gases
- B01D2258/0283—Flue gases
-
- 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
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P70/00—Climate change mitigation technologies in the production process for final industrial or consumer products
- Y02P70/10—Greenhouse gas [GHG] capture, material saving, heat recovery or other energy efficient measures, e.g. motor control, characterised by manufacturing processes, e.g. for rolling metal or metal working
Abstract
Description
_ \ —__ \ —_
Jud عملية لإزالة المكونات القابلة للتكثف من المائع على نحوJud is a process for removing condensable condensation from a fluid in a manner
Process for optimizing removal of condensable components from a fluid الوصف الكامل خلفية الاختراع يتعلق الاختراع الحالي بإزالة المكونات القابلة للتكئتف من خلائط المائع التي تُظهر تأثير إيجابي لجول - ثومسون 8-1110005007ا010ل»؛ ley نحو أكثر تحديدًا يتعلق الاختراع الحالي بإزالة؛ على سبيل المثال؛ الماء من تيارات غاز (meal لتقليل تكوين الماء السائل أو القيام بدرجة كبيرة © بزالته منها وذلك لتقليل تآكل وتكوين الهيدرات في تيار GL) والمنتقول والمحقون من أجل التنحية. كما تُعرض مناقشة للتعديل واستخلاص الهيدروكربونات المعزز. عادة ما تشتمل تيارات Jie jal تلك الناتجة عن عمليات معالجة البترول أو الاحتراق؛ على غاز أو غازات والتي تُشكّل حمض عند خلطها مع الماء. ed نمطيًا تلك الغازات "غازات الحمض". تتمثل غازات الحمض الناتجة بصورة طبيعية والأكثر شيوعًا والناتجة عن معالجة البترول في ٠ مهيدروجين سلفيد (H2S) وثاني أكسيد الكربون (602). تتمثل غازات الحمض النمطية المُشتقة من عمليات الاحتراق/الأكسدة/التحلل الحراري في ثاني أكسيد الكربون ((CO2) سلفر دايوكسيد (502)؛ وأكاسيد النيتروجين (NO2 (NO) تشتمل غازات الحمض نمطيًا على eld تكون غازات الحمض الناتجة بصورة طبيعية sale مشبعة بالماء في الخزان وتتواجد الغازات المشتقة من الاحتراق بصورة مشتركة مع الماء المتشكّل 5 .من تفاعل الهيدروجين والأكسجين أثناء الاحتراق. وبصورة افتراضية تنتهي جميع غازات الحمض بحالة مشبعة ببخار الماء عند بعض النقاط أثناء عملية إزالة أو تنقية غازات الحمض. سوف يؤدي خفض درجة الحرارة أو زيادة الضغط؛ خلال نطاق محدد؛ للماء المشتمل على غاز الحمض؛ Jie ذلك الناتج عند تمرير غاز الحمض خلال ضاغط؛ إلى تكثيف بعض الماء من طور الغاز إلى الطور سائل. عند بعض درجات الحرارة؛ والتي لا تزال أعلى من نقطة التجميد ٠ اللماء؛ فإن الماء وغاز الحمض قد يبدأن في تشكيل بنية "شبه alia وتسمى هيدرات الغاز. add درجة الحرارة التي عندها يمكن أن bate fag الهيدرات في التشكّل درجة حرارة تكوين tAProcess for optimizing removal of condensable components from a fluid FULL DESCRIPTION BACKGROUND The present invention relates to the removal of condensable components from fluid mixtures that exhibit a positive effect of Joule-Thomson 8-1110005007A010L »; ley more specifically the present invention relates to the removal of; For example; Water from gas streams (meal to reduce the formation of liquid water or to significantly remove it from them in order to reduce erosion and hydrate formation in the GL stream) transported and injected for sequestration. A discussion of modification and enhanced hydrocarbon recovery is also presented. Jie jal streams usually include those from petroleum processing or combustion processes; contains a gas or gases which form an acid when mixed with water. ed are typically called "acid gases". The most common naturally occurring acid gases from petroleum processing are 0 hydrogen sulfide (H2S) and carbon dioxide (602). Typical acid gases derived from combustion/oxidation/pyrolysis processes are carbon dioxide (CO2) sulfur dioxide (502); nitrogen oxides (NO2 (NO) Acid gases typically include eld The resulting acid gases are Naturally, sale is saturated with water in the tank, and the gases derived from combustion co-exist with the water formed 5 from the interaction of hydrogen and oxygen during combustion.By default, all acid gases end up in a state saturated with water vapor at some points during the process of removing or purifying acid gases. Decreasing the temperature or increasing the pressure, within a certain range, of water containing acid gas, Jie that produced when the acid gas is passed through a compressor, causes some water to condense from the gas phase to the liquid phase, at some temperatures, which are still higher From the freezing point of 0 water, the water and acid gas may begin to form an alia-like structure called a gas hydrate. add the temperature at which bate fag hydrate can form temperature of formation tA
Ad —_ _ الهيدرات (HFT) والتي تتنوع وفقًا للضغط؛ التركيبة؛ ومحتوى ماء الخليط. تمثل الهيدرات التوليفة المادية من الماء والجزيئات الصغيرة المُنتجة لمركب له شكل "شبه تلجي"؛ ولكن له خواص وبنية مختلفة عن الثلج. يمكن Wall أن تُعرف الهيدرات بالغاز المُشْبُّك. تتسبب الهيدرات في مشكلة نظرًا لأنها قد تتسبب في نقل حرارة منخفض؛ انخفاضات زائدة في الضغط؛ عمليات انسداد؛ © إعاقات في عمليات الإنتاج كما أنها تتضمن مشاكل تتعلق بالأمان. يكون تكوين الطور المائي في أي نظام غاز غير مطلوب نظرًا لأنه يعزز التآكل؛ ويمكن أن يجعل هيدرات الغاز تتشكّل ويمكن أن يتسبب في مشكلات ميكانيكية وتشغيلية. يكون الطور المائي غير مطلوب بصفة خاصة في نظام غاز الحمض نظرًا لأن الطور المائي الناتج سوف يكون حمضي؛ مما يؤدي إلى زيادة كبيرة في معدل التآكل وعلى نحو مُعتاد يؤدي إلى HFT أعلى من غازات ٠٠١ غير حمضية . يوضح الجدول أ مستويات التآكل التي تحدث في الفولاذ الطري عند تركيزات متنوعة لمكونات Je الحمض في الما rr الجدول أ تآكل الفولاذ الطري بواسطة ثاني أكسيد الكربون وغيره من غازات أخرى في الماء * كيز 02 جزءتركيز H2S جزءالتآكل مللي/عامالتآكل مللي/إعام ro S بليون sla . كيز C02 كيز 002 at LI ٠ جزء لكل oil لكل مليون تت تلم > I = ١٠ * درجة الحرارة 8٠ درجة فهرنهيت»؛ والتعرض VY ساعة. tAAd —_ hydrate (HFT) which varies according to pressure; combination; and water content of the mixture. A hydrate is the physical combination of water and small molecules producing a compound that has a "snow-like" appearance; But it has different properties and structure than snow. Wall hydrates can be known as lattice gas. Hydrates cause a problem because they can cause low heat transfer; excessive drops in pressure; occlusions; © Difficulties in production processes and security issues. Formation of an aqueous phase in any gas system is not required because it promotes corrosion; It can cause gas hydrates to form and can cause mechanical and operational problems. The aqueous phase is not particularly required in an acid gas system because the resulting aqueous phase will be acidic; This leads to a significant increase in the corrosion rate and typically results in a higher HFT than the non-acidic 001 gases. Table A shows the levels of corrosion that occur in mild steel at various concentrations of the Je components, acid in water, rr. General corrosion m/ro S billion sla . KEYS C02 KEYS 002 at LI 0 parts per oil per million t tals > I = 10 * temperature 80 degrees Fahrenheit”; and exposure VY hours. tA
_ _ المصدر: بيانات واتكنس وكينشول (Y40A) Watkins 800 Kincheloe وواتكنس ورايت (Y4oY) Watkins and Wright على الرغم من أن هذه المناقشة قد ركزت على غاز الحمض»؛ سوف يقدر أصحاب المهارة في المجال إمكانية تطبيق طريقة ومفهوم إزالة المكونات القابلة للتكثف من أي تيار مائع يُظهر معامل © إيجابي لجول- ثومسون. الوصف العام للاختراع يتمثل أحد تجسيدات الاختراع الحالي في توفير طريقة لإزالة المكونات القابلة للتكثف من مائع يحتوي على المكونات القابلة للتكثف المذكورة؛ وتشتمل على: الوصول إلى المستوى BY لدرجة sha تيار التغذية المبدئي المشتمل على المكونات القابلة للتكثف المذكورة خلال التبادل الحراري ٠ والتبريد لتكثيف السوائل منها وازالة السوائل المذكورة لتشكيل تيار غاز؛ ضغط تيار الغاز المذكور وتبريده GaY لتكوين تيار غاز Je الضغط؛ تمدد ein على الأقل من تيار الغاز Je الضغط المذكور لتكوين تيار ضغط منخفض مُِرَّدِ وخلط تيار الغاز منخفض الضغط والمبرد المذكور مع تيار التغذية المبدئي المذكور لزيادة تبريد وتكثيف المكونات القابلة للتكثف في تيار التغذية المبدئي المذكور لتشكيل خليط؛ فصل الخليط المذكور إلى تيار سائل وتيار غاز؛ وملامسة التيار السائل ve المذكور وتيار الغاز المذكور لتيار تغذية أولي من أجل المبادلة الحرارية من خلال عملية مبادلة حرارة غاز -سائل بالتسلسل مع عملية مبادلة حرارة غاز -غاز. بالإشارة إلى الشكلين )5 oF يتناسب محتوى الماء في غاز الحمض مع درجة الحرارة ومقدار ضغط يبلغ حوالي £00 رطل لكل بوصة مربعة (7,548؟ بار) مطلق ل 125" و00 رطل لكل lag مربعة ) 1Y,0 بار) مطلق ل 002 ؛ ويتناسب عكسيًا مع الضغط. وضمن هذه الحدود ٠ تفضل مستويات الضغط الأعلى ودرجات الحرارة الأقل محتوى cle منخفض في غازات الحمض. Jia عملية إزالة الماء عملية لإزالة الماء وذلك لتقليل أو منع تكوين الهيدرات والماء الحر. في غاز الحمض مع تركيز H2S عالٍ Ges فإنه يتم إزالة الماء الكافي نمطيًا أثناء التبريد بين مراحل الانضغاط التقليدية متعددة المراحل خلال الطور المتكثف (يُعرف Wal بعض الضغط الأعلى من الضغط الحرج للمائع بفوق الحرج) بحيث لا تكون العملية المنفصلة لإزالة الماء tA__Source: (Y40A) Watkins 800 Kincheloe, Watkins and Wright (Y4oY) Watkins and Wright data Although this discussion has focused on acid gas'; Those skilled in the art will appreciate the applicability of the method and concept of removing condensable components from any fluid stream that exhibits a positive Joule-Thomson © coefficient. General description of the invention An embodiment of the present invention is to provide a method for removing condensable components from a fluid containing said condensable components; It comprises: attainment of level BY of degree sha the initial feed stream comprising said condensable components during heat exchange 0 and cooling to condense the liquids therefrom and remove said liquids to form a gas stream; Compressing and cooling said gas stream GaY to form a gas stream of pressure Je; Expand at least ein from said pressure J gas stream to form a refrigerated low pressure gas stream and mix said refrigerated low pressure gas stream with said pre-feed to further cool and condensate the condensable components of said pre-feed to form a mixture; separation of said mixture into a liquid stream and a gas stream; and said liquid stream ve and said gas stream contacting a primary feed stream for heat exchange through a gas-liquid heat exchange process in sequence with a gas-gas heat exchange process. Referring to Figures 5 oF the water content in acid gas is proportional to temperature and pressure of about 00 pounds per square inch (7,548 ?bar) absolute for 125" and 00 pounds per square inch (1Y.0 bar) ) absolute to 002 ; and inversely proportional to pressure. Within these limits 0 higher pressures and lower temperatures favor a low cle content of acid gases. Jia dehydration is a process of removing water to reduce or prevent the formation of hydrates and free water. In acid gas with a high H2S concentration Ges enough water is typically removed during cooling between conventional multi-stage compression stages through the condensate phase (Wal some pressure higher than the critical pressure of the supercritical fluid is defined) so that the separate process of removing water tA
_ Qo __Qo_
مطلوبة. نظرًا لزيادة محتوى 602 لغاز «meal فإن إزالة الماء الكافي خلال الانضغاط بمفردهrequired. Due to the increased 'meal' gas content of 602, sufficient water removal is achieved during compression alone
يصبح أقل Vida) وعادة ما تتطلب عملية منفصلة لإزالة الماء.becomes less Vida) and usually requires a separate process to remove the water.
تتمثل الوسائل التقليدية لإزالة الماء من الغاز في الامتزاز المجفف للمادة الصلبة؛ الامتصاصThe conventional means of removing water from a gas is the solid adsorption desiccant; absorption
المجفف للسائل؛ التبريد؛ الفصل بالغشاء؛ وانتزاع الغاز الجاف. تتمثل الطرق الأكثر شيوعًا في 0 الاستخدام في الامتزاز المجفف للمادة الصلبة والامتصاص المجفف للسائل.desiccant for liquid; refrigeration; membrane separation Dry gas extraction. The most common methods of use are adsorption desiccant for solid and desorption desiccant for liquid.
تعثبر عملية إزالة الما من الجليكول » وهي عملية امتصاص مجفف Jl بصفة عامة العمليةThe process of glycol desorption » which is the desorption process of Jl in general is the process
الأكثر تفضيلًا من الناحية التشغيلية والأكثر جدوى اقتصادية بالنسبة لغالبية التطبيقات. تعتريMost operationally preferable and most economical for the majority of applications. you get naked
مثل تلك العمليات لإزالة الماء والمجففة للسائل العديد من العيوب:Such processes for dehydrating and desiccating a liquid have several disadvantages:
« يمكن أن تكون مقادير فقد الجليكول في Alla الصيانة ذات ضغط 602 Jle كبيرة؛« Glycol losses in Alla 602 Jle maintenance can be significant;
٠ « يزيد الأكسجين الزائد؛ المتواجد بصورة نمطية في غازات الحمض المتشكّلة بالاحتراق من التآكل بصورة كبيرة ويُسرّع تحلل الجليكول عند درجات ha أعلى لإعادة التجديد؛ ويتطلب الإضافة المستمرة لعملية استخلاص الجليكول المستمرة؛0 « Excess oxygen increases; Typically present in acid gases formed by combustion of corrosion greatly accelerates glycol decomposition at higher ha degrees for regeneration; It requires the continuous addition of a continuous glycol extraction process;
m يجب مراقبة الجليكول ومعالجته للمحافظة على نطاق رقم هيدروجيني مناسب؛ « يتم تصنيع معدات إزالة الماء بصورة نمطية من معادن ذات تكلفة عالية ومقاومة Jie SEU ١ الفولاذ غير القابل للصداً لمعالجة السوائل الحمضية المُنتجة؛ m يتم نمطيًا تسخين الجليكول حتى درجات حرارة تبلغ 4060 درجة فهرنهيت (4 ,4 ١٠"م) لإعادة التجديد مما يؤدي إلى تبخير الما وتصريف غازات الحمض الممتصة للهواء الجوي وغيرها من ملوثات أخرى paid بواسطة الجليكول؛ مثل المركبات العضوية المتطايرة (VOC'S) ونمطيًا البنزين» التولوين؛ إيثيل بنزين والزيلين gly (BTEX) غازات انتزاع أخرى. يتطلب التحكم في تلكm The glycol must be monitored and treated to maintain an appropriate pH range; » Dewatering equipment is typically manufactured from cost-effective metals and Jie SEU 1 stainless steel resistant to the treatment of acidic liquids produced; m Typically the glycol is heated to temperatures of 4060°F (4,4 10"C) for regeneration evaporating the alma and draining the aerated acid gases and other contaminants paid by the glycol; such as volatile organic compounds ethylbenzene and xylene gly (BTEX) Other extraction gases These require control of these
٠ الانبعاثات المتطايرة بصفة عامة إضافة معدات استخلاص أبخرة مكلفة وادخال احتمالية التلويث الإضافي للأكسجين؛ « تكون متطلبات المرافق بتلك العمليات كبيرة وتتضمن الوقود المستخدم في إعادة توليد الجليكول والقدرة المطلوبة لضخ الجليكول وتشغيل معدات استخلاص البخار؛volatile emissions in general adding costly fume extraction equipment and introducing the potential for additional oxygen pollution; » The facility requirements for these operations are significant and include the fuel used for glycol regeneration and the capacity required to pump the glycol and operate the vapor recovery equipment;
tAtA
© يتم توليد تأثير كبير كلي للكربون نتيجة لتصنيع معدات إزالة co lll ومتطلبات 602 المنتج© A large overall carbon footprint is generated as a result of the manufacture of co lll removal equipment and the requirements of the 602 product
من المرفق في النظام وصياغة الجليكول المستخدم في عملية إزالة الماء.From the facility in the system and the glycol formulation used in the dehydration process.
تستغل عملية إزالة الماء بالتبريد القدرة المنخفضة للغاز لاحتجاز الماء نظرًا لانخفاض درجةCryodehydration takes advantage of the gas's reduced ability to trap water due to its low temperature
حرارته. يمكن أن يتحقق الخفض في درجة الحرارة بصورة غير مباشرة بواسطة التبادل الحراري من oo "لتبريد" الخارجي أو غيره من عمليات خفض درجة الحرارة؛ أو التمدد مباشرةٍ للغاز نفسه. يكونhis temperature. Reduction in temperature may be achieved indirectly by heat exchange from oo to "cool" the exterior or other temperature reduction; or direct expansion of the gas itself. He is
التمدد المباشر للغاز إما تمدد متساوي القصور الحراري مثل عملية التمدد في وسيلة تمدد توربينيةDirect gas expansion is either isothermal expansion such as the expansion process in a turbine expansion medium
أو التمدد متساوي المحتوى الحراري Sie خلال صمام جول- ثومسون (JT) المستخدم في وحدةor isothermal expansion Sie through a Joule-Thomson (JT) valve used in a unit
الخنق التقليدية أو خلال عملية التبريد الانتضغاطي للغاز. إن تركيب وحدة تبريد غير مباشرةConventional suffocation or during the gas compression quenching process. The installation of an indirect cooling unit
مخصصة بصورة منفردة لغرض إزالة الماء عادة ما يمثل مانعًا أمام خفض التكاليف.Designed solely for the purpose of dewatering is often a cost-cutting barrier.
٠ تستخدم كل من طرق التبريد متساوية المحتوى الحراري ومتساوية القصور الحراري جهاز تمدد؛ وسيلة فصل منخفضة درجة الحرارة ومبادل حراري واحد على الأقل لاستخلاص المزيد من الطاقة من العملية قدر المستطاع. في الصورة الأكثر بساطة؛ يتم تمدد الغاز بالكامل» سواء على نحو متساوي المحتوى الحراري أو متساوي القصور الحراري؛ من الضغط الأعلى إلى الضغط الأقل؛ مما يؤدي إلى درجة حرارة مائع منخفضة بصورة كافية حتى يحدث تكثف الماء.0 Both isothermal and isothermal cooling methods use an expansion device; Low temperature separators and at least one heat exchanger to extract as much energy from the process as possible. In the most simple form; The gas is fully expanded” either isothermally or isothermally; from higher pressure to lower pressure; This leads to a low enough fluid temperature for water to condense.
Shall يتم إزالة الماء المتكثف من العملية في وسيلة فصل ذات درجة حرارة منخفضة ودرجة ١ المنخفضة للمادة المتبقية؛ ويستخدم الغاز الجاف بدرجة كبيرة في التبريد المسبق للمائع الداخل التحكم في sang وتحسين الكفاءة الحرارية للعملية. يتم الإشارة إلى ذلك نمطيًا ب 'وحدة الخنق” أو نقطة الندى (لا006)" في تطبيق معالجة الزيت والغاز القبلي. التمدد متساوي القصور الحراري؛ يتحقق التمدد باستخدام وسيلة التمدد ويستخدم الشغل Ala فيShall the condensate is removed from the process in a separator with a low temperature and 1 degree low residue; The dry gas is widely used for pre-cooling the inlet fluid, controlling the sang, and improving the thermal efficiency of the process. This is typically referred to as 'throttle unit' or 'dew point (No. 006)' in a pre-oil and gas processing application. Isothermal expansion; expansion is achieved using the expansion method and work Ala is used in
Yo الذي يتم استخلاصه بصورة نمطية للقيام جزئيًا بإعادة ضغط الغاز الجاف عند المخرج. يعتمد اختيار استخدام التمدد متساوي القصور الحراري أو متساوي المحتوى الحراري على كمية الماء المطلوب إزالتهاء وبالتالي كمية الحرارة المطلوب خفضها. يكون التمدد متساوي القصور الحراري قادرًا على تحقيق درجات حرارة أقل. من حيث تكلفة رأس المال؛ تكون العملية متساوية القصور الحراري أكثر تكلفة بدرجة كبيرة» ولكن القدرة على إنجاز العمل يكونها لها ميزة موازنة.Yo which is typically extracted to partially recompress the dry gas at the outlet. The choice to use isothermal or isothermal expansion depends on the amount of water to be removed and therefore the amount of heat to be reduced. The isothermal expansion is able to achieve lower temperatures. in terms of cost of capital; The isothermal process is considerably more expensive; but the ability to get the work done gives it a counterbalance advantage.
tAtA
Claims (8)
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CA2790182A CA2790182C (en) | 2012-09-17 | 2012-09-17 | Process for optimizing removal of condensable components from a fluid |
PCT/CA2013/001094 WO2014075176A1 (en) | 2012-09-17 | 2013-09-17 | Process for optimizing removal of condensable components from a fluid |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SA515360153B1 true SA515360153B1 (en) | 2016-06-09 |
Family
ID=47262874
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SA515360153A SA515360153B1 (en) | 2012-09-17 | 2015-03-17 | Process for optimizing removal of condensable components from a fluid |
Country Status (12)
Country | Link |
---|---|
EP (1) | EP2895245A4 (en) |
JP (1) | JP6357155B2 (en) |
CN (1) | CN104812454A (en) |
AR (1) | AR092601A1 (en) |
AU (1) | AU2013344724B2 (en) |
BR (1) | BR112015005839B1 (en) |
CA (1) | CA2790182C (en) |
EA (1) | EA201500312A1 (en) |
MX (1) | MX371385B (en) |
MY (1) | MY169920A (en) |
SA (1) | SA515360153B1 (en) |
WO (1) | WO2014075176A1 (en) |
Families Citing this family (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR3044238B1 (en) * | 2015-11-30 | 2020-11-13 | Haffner Energy | ADIABATIC DISTILLATION PURIFICATION DEVICE |
FR3075658B1 (en) * | 2017-12-21 | 2022-01-28 | Air Liquide | METHOD FOR LIMITING THE CONCENTRATION OF OXYGEN CONTAINED IN A BIOMETHANE STREAM |
DE102018205890A1 (en) * | 2018-04-18 | 2019-10-24 | Röchling Automotive SE & Co. KG | Continuous water extraction device for a motor vehicle |
CN114111315B (en) * | 2020-08-31 | 2022-11-29 | 昆明理工大学 | Pulverized coal drying energy-saving method for pulverized coal gasification coal grinding workshop section |
Family Cites Families (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
AU9086598A (en) * | 1997-09-15 | 1999-04-05 | Den Norske Stats Oljeselskap A.S. | Separation of acid gas from natural gas |
JP2002508498A (en) * | 1997-12-16 | 2002-03-19 | ロッキード・マーティン・アイダホ・テクノロジーズ・カンパニー | Apparatus and method for cooling, liquefying and separating gases of different purity |
RU2272973C1 (en) * | 2004-09-24 | 2006-03-27 | Салават Зайнетдинович Имаев | Method of low-temperature gas separation |
EP2054682A4 (en) * | 2006-08-21 | 2012-03-21 | Carrier Corp | Vapor compression system with condensate intercooling between compression stages |
CN101406763B (en) * | 2008-10-31 | 2012-05-23 | 华南理工大学 | Reliquefaction method for evaporation gas of liquor goods on ship |
US20120167620A1 (en) * | 2009-05-15 | 2012-07-05 | Eva Marfilia Van Dorst | Method and system for separating co2 from synthesis gas or flue gas |
MY166991A (en) * | 2009-07-13 | 2018-07-27 | N Wayne Mckay | Process for removing condensable components from a fluid |
GB2489396B (en) * | 2011-02-25 | 2018-08-22 | Costain Oil Gas & Process Ltd | Process and apparatus for purification of carbon dioxide |
CN102407064B (en) * | 2012-01-08 | 2013-09-11 | 文闯 | Double-throat-type gas supersonic velocity cyclone separating device |
-
2012
- 2012-09-17 CA CA2790182A patent/CA2790182C/en active Active
-
2013
- 2013-09-17 JP JP2015531410A patent/JP6357155B2/en active Active
- 2013-09-17 BR BR112015005839-6A patent/BR112015005839B1/en active IP Right Grant
- 2013-09-17 WO PCT/CA2013/001094 patent/WO2014075176A1/en active Application Filing
- 2013-09-17 MY MYPI2015700829A patent/MY169920A/en unknown
- 2013-09-17 EA EA201500312A patent/EA201500312A1/en unknown
- 2013-09-17 MX MX2015003390A patent/MX371385B/en active IP Right Grant
- 2013-09-17 CN CN201380048433.8A patent/CN104812454A/en active Pending
- 2013-09-17 AR ARP130103333A patent/AR092601A1/en unknown
- 2013-09-17 EP EP13854823.5A patent/EP2895245A4/en not_active Ceased
- 2013-09-17 AU AU2013344724A patent/AU2013344724B2/en active Active
-
2015
- 2015-03-17 SA SA515360153A patent/SA515360153B1/en unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
MX2015003390A (en) | 2015-08-12 |
CN104812454A (en) | 2015-07-29 |
MX371385B (en) | 2020-01-28 |
CA2790182C (en) | 2014-04-29 |
AU2013344724A1 (en) | 2015-04-02 |
AR092601A1 (en) | 2015-04-29 |
JP6357155B2 (en) | 2018-07-11 |
BR112015005839A2 (en) | 2017-07-04 |
CA2790182A1 (en) | 2012-11-27 |
MY169920A (en) | 2019-06-17 |
WO2014075176A1 (en) | 2014-05-22 |
BR112015005839B1 (en) | 2022-03-29 |
EP2895245A1 (en) | 2015-07-22 |
AU2013344724B2 (en) | 2017-12-14 |
JP2015533636A (en) | 2015-11-26 |
EP2895245A4 (en) | 2016-06-15 |
EA201500312A1 (en) | 2015-08-31 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
SA515360153B1 (en) | Process for optimizing removal of condensable components from a fluid | |
Jensen et al. | Prediction and validation of external cooling loop cryogenic carbon capture (CCC-ECL) for full-scale coal-fired power plant retrofit | |
Teixeira et al. | Recovery of thermodynamic hydrate inhibitors methanol, ethanol and MEG with supersonic separators in offshore natural gas processing | |
Cannone et al. | A review on CO2 capture technologies with focus on CO2-enhanced methane recovery from hydrates | |
US20110214535A1 (en) | System and method of carbon capture and sequestration, environmental remediation, and metals recovery | |
US9988581B2 (en) | Crude oil stabilization and recovery | |
US9758735B2 (en) | Crude oil stabilization and recovery | |
PT1979072E (en) | Method and device for recovering carbon dioxide from fumes | |
SA516371436B1 (en) | Oxycombustion systems and methods with thermally integrated ammonia synthesis | |
Gilassi et al. | Techno-economic evaluation of membrane and enzymatic-absorption processes for CO2 capture from flue-gas | |
AU2012241496B2 (en) | Compression condensate conditioning in the flue gas condenser | |
NO326645B1 (en) | Process and apparatus for removing and recovering acid gases, CO2 and / or H2S. | |
Shi et al. | Sensitivity analysis and optimization for gasoline vapor condensation recovery | |
Tumsa et al. | Concomitant removal of NOx and SOx from a pressurized oxy-fuel combustion process using a direct contact column | |
US20130089482A1 (en) | Water recovery and acid gas capture from flue gas | |
US20140075985A1 (en) | Process for optimizing removal of condensable components from a fluid | |
Ayittey et al. | Parametric study and optimisation of hot K2CO3‐based post‐combustion CO2 capture from a coal‐fired power plant | |
US8845786B2 (en) | Method for purifying a gas stream including mercury | |
Sarker | Effect of Concentration, Circulation Rate, Stages, Pressure and Temperature of Pure Glycols on Natural Gas Dehydration Performance and Sales Gas Characteristics. | |
Bagirov et al. | R&D technologies for acid gases extraction from natural gases | |
NL9320051A (en) | Pre-treatment of natural gas to be condensed into liquefied natural gas (LNG). | |
CA2609769C (en) | Process to reduce the hydrogen sulphide content of natural gas obtained during the extraction of crude oil/natural gas mixtures | |
CN105636672A (en) | Method and apparatus for sox and co2 removal from flue gas | |
An et al. | Parametric optimization for power de-rate reduction in the integrated coal-fired power plant with carbon capture and storage | |
Mckay et al. | Acid Gas Dehydration-Is There a Better Way? |