WO2023224514A1 - Способ очистки природного газа от примесей диоксида углерода и метанола - Google Patents

Способ очистки природного газа от примесей диоксида углерода и метанола Download PDF

Info

Publication number
WO2023224514A1
WO2023224514A1 PCT/RU2023/000169 RU2023000169W WO2023224514A1 WO 2023224514 A1 WO2023224514 A1 WO 2023224514A1 RU 2023000169 W RU2023000169 W RU 2023000169W WO 2023224514 A1 WO2023224514 A1 WO 2023224514A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
methanol
regeneration column
natural gas
amine regeneration
amine
Prior art date
Application number
PCT/RU2023/000169
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Игорь Анатольевич МНУШКИН
Original Assignee
Игорь Анатольевич МНУШКИН
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
Priority claimed from RU2022113348A external-priority patent/RU2784052C1/ru
Application filed by Игорь Анатольевич МНУШКИН filed Critical Игорь Анатольевич МНУШКИН
Publication of WO2023224514A1 publication Critical patent/WO2023224514A1/ru

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • 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
    • B01D53/38—Removing components of undefined structure
    • B01D53/44—Organic components
    • 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
    • B01D53/62—Carbon oxides
    • 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
    • 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

Definitions

  • the method of purifying natural gas from impurities of carbon dioxide and methanol can be used at gas industry enterprises when preparing natural gas for cryogenic extraction of methane, ethane and a wide fraction of light hydrocarbons.
  • Natural gas consisting mainly of methane, contains a number of impurities, in particular: water, nitrogen, hydrogen sulfide, carbon dioxide, helium, mercaptans, light hydrocarbons (ethane, propane, butane), as well as methanol added during gas transportation for preventing the formation of crystalline hydrates. Most of these impurities deteriorate the quality of the fuel gas, for example, reducing its calorific value. Therefore, before further processing by cryogenic separation of C2 and higher hydrocarbons from methane, natural gas must be purified from impurities such as carbon dioxide and methanol.
  • the concentration of carbon dioxide in natural gas supplied for processing from a certain field is close to a constant value for a long time, which makes it possible to stabilize the operation of the devices, then the methanol content fluctuates in a wide range of concentrations and changes according to climatic conditions from a maximum value in winter to zero in summer, which makes the methanol removal process unsteady.
  • a known method of carbon dioxide sequestration involves removing carbon dioxide from a fluid stream containing carbon dioxide, comprising reducing the amount of carbon dioxide in the fluid stream by contacting the fluid stream with a wash material containing a first component, a second component and water, where the first component is different from the second component, wherein the first component contains a source of calcium oxide and a source ions of alkali metals, and the second component contains slag, which contains one or more chemically active silicate compounds, and the ratio of the first component to the second component in the washing material is from 10:1 to 1:10 (invention patent RU 2440178, IPC BOID 53 /62, declared 03/08/2007, published 01/20/2012).
  • the main disadvantages of this method are:
  • a known method for removing carbon dioxide involves removing one or more carbon dioxide-containing fractions that are present at one or more locations in a fractionation and/or liquefaction process, such as, for example, a natural gas liquefaction process, wherein the carbon dioxide-containing fraction(s) subjected to purification (B) and/or liquefaction (C) and then sequestration (D), wherein at least one partial stream of the liquefied carbon dioxide-containing fraction(s) is used as a coolant (D) within the fractionation process and/or liquefaction, and the liquefied carbon dioxide-containing fraction(s) is pumped to a pressure of at least 100 bar before separation (invention patent RU 2482407, IPC F25J 3/02, declared 06/20172008, published 05/20/2013) .
  • the main disadvantages of this method are:
  • the main disadvantages of this method are:
  • the proposed liquid absorbent which is a solution of various alkylamines in water, dissolves methanol well, however, when the absorbent is regenerated with the release of carbon dioxide from it, the main part of the dissolved methanol remains in the regenerated absorbent and is returned with it to the absorber, which is why they deteriorate sorption properties of the regenerated absorbent, leading to a decrease in the depth of gas purification from both carbon dioxide and methanol;
  • the task was set to develop a method for purifying natural gas from impurities of carbon dioxide and methanol with the ability to regulate the depth of purification from methanol without a significant change in the thermal and material load on the main apparatus for implementing the process.
  • the problem is solved due to the fact that in the method of purifying natural gas from impurities of carbon dioxide and methanol, including absorption extraction of carbon dioxide and methanol from natural gas with an aqueous solution of amine in an absorber, followed by regeneration of the saturated absorbent in an amine regeneration column to obtain a regenerated absorbent, acidic water and acid gas, the acid water flow from the reflux tank of the amine regeneration column is divided into two parts: the first part is withdrawn, and the second is returned to the amine regeneration column as reflux, and the ratio between the first part and the entire acid water flow from the reflux tank of the regeneration column amine in the range from 0 to 100% is regulated by ensuring such a concentration of methanol in the regenerated absorbent entering the absorber as reflux, at which the concentration of methanol in the purified natural gas at the outlet of the absorber does not exceed the permissible value.
  • methanol of the purified natural gas is dissolved in the aqueous part of the amine absorbent in the absorber, then separated from the saturated absorbent in the amine regeneration column in the form of acid gas (a mixture of water vapor, carbon dioxide and methanol) according to the laws of vapor-liquid equilibrium, and the remaining in the liquid phase, methanol is returned to the absorber with regenerated absorbent.
  • acid gas a mixture of water vapor, carbon dioxide and methanol
  • Figure 1 shows one of the possible schematic diagrams of the installation for implementing the claimed invention using the following notation:
  • the installation according to figure 1 functions as follows.
  • the natural gas to be purified is supplied through pipeline 1 to the lower part of the absorber 101, where the absorbent in the form of an aqueous solution of amine, which enters the upper part of the absorber 101 through pipeline 23, moves countercurrently to the gas for the absorption extraction of carbon dioxide and methanol. From the top of the absorber 101, purified natural gas is sent through pipeline 2 for further processing.
  • Regenerated absorbent from the amine regeneration column 102 is supplied to the preparation tank for an aqueous solution of amine 201 through pipeline 13 and fresh demineralized water from the downstream side. pipeline 21. From the tank for preparing an aqueous solution of amine 201, the absorbent is supplied through pipeline 22 to pump 401 and sent through pipeline 23 to the upper part of absorber 101 for absorption extraction of carbon dioxide and methanol from natural gas.
  • a saturated absorbent is fed through pipeline 4 into an expander 202 for blowing off hydrocarbon gases absorbed in a small amount and discharged through pipeline 7.
  • the saturated absorbent, purified from hydrocarbon gases enters through pipeline 5 into the pipe space of the recuperative heat exchanger 302, heated by the flow of regenerated absorbent from the cube of columns s amine regeneration 102, and then through pipeline 6 it is supplied to the upper part of the amine regeneration column 102, where it is separated into liquid regenerated absorbent and acid gas (a vapor-phase mixture of carbon dioxide, methanol, hydrocarbons and water).
  • One part of the regenerated absorbent from the bottom of the amine regeneration column 102 through pipeline 8 enters the boiler 301 for evaporation, returning back through pipeline 9 to create steam irrigation, and the other part through pipeline 10 goes to pump 402 for supply through pipeline 11 into the annulus of the recuperative heat exchanger 302, where it transfers heat to the saturated absorbent, purified from hydrocarbon gases, entering the pipe space through pipeline 5.
  • the recuperative heat exchanger 302 the regenerated absorbent passes through the pipeline 12 of the refrigerator 304, cooled with water or air, and through the pipeline 13 enters the preparation tank for the aqueous solution of the amine 201.
  • the acid gas from above the amine regeneration column 102 enters through pipeline 14 into the refrigerator 303.
  • a mixture of acid gas and condensed water and methanol through pipeline 15 enters the reflux tank of the amine regeneration column 203, from above which non-condensed acid gases are discharged through pipeline 16, and from below - through pipeline 17, acidic water in the form of an aqueous solution of methanol with an admixture of dissolved carbon dioxide.
  • the flow of acidic water from the reflux tank 203 is removed by pump 403 through pipeline 18 and divided into two parts: the first part is sent through pipeline 20 for disposal or to an additional stripping distillation column to produce stripped water and methanol, and the second part is sent through pipeline 19 to the regeneration column amine 102 as irrigation.
  • the flow rate of the first and second portions of the acidic water flow from the reflux tank of the amine regeneration column 203 is controlled by valves 502 and 501, respectively.
  • Fresh demineralized water from the outside is also supplied to the upper part of the absorber 101 through pipeline 3 to compensate for its losses with purified natural gas.
  • Example 1 An installation for implementing a method for purifying natural gas from impurities of carbon dioxide and methanol in accordance with Figure 1, when operating according to the prototype (the flow of acidic water from the reflux tank of the amine regeneration column is supplied in full to irrigate the amine regeneration column), receives purified natural gas gas in the amount of 1.309 million nm3/h, containing 32397 kg/h of carbon dioxide and 100 kg/h of methanol. With a consumption of saturated absorbent of 626.7 t/h and energy consumption in the amine regeneration column for heat supply of 47 Gcal/h and heat removal of 23.7 Gcal/h, 38.6 t/h of acidic acid enters the amine regeneration column for irrigation from the reflux tank of the amine regeneration column water.
  • the methanol content in the regenerated absorbent is 59 kg/h.
  • the purified natural gas achieves a content of carbon dioxide of 0.3 ppm mole (1 kg/h) and methanol of 8.6 ppm mole (16 kg/h), satisfactory for concentration of carbon dioxide, but the concentration of methanol is overestimated by more than three times, since the permissible content of methanol should be no higher than 2.8 ppm molar to obtain, upon subsequent separation of the C3-C4 hydrocarbon fraction from purified natural gas and concentration of a residual amount of methanol in it liquefied hydrocarbon gases (LPG) with a methanol content not exceeding 50 ppm mole.
  • LPG liquefied hydrocarbon gases
  • Example 2 An installation for implementing a method for purifying natural gas from impurities of carbon dioxide and methanol in accordance with Figure 1 according to the claimed invention, similar to example 1, receives purified natural gas in the amount of 1.309 million nm3/h, containing 32397 kg/h of carbon dioxide and 100 kg /h methanol.
  • the flow of acidic water from the reflux tank of the amine regeneration column is divided into two parts: the first part of the flow in the amount of 60% is taken away for disposal, and the second part in the amount of 40% is supplied for irrigation of the amine regeneration column.
  • the disposal of 24.8 t/h of the first flow of acidic water is compensated by the supply of 24.7 t/h of fresh demineralized water.
  • the methanol content in the regenerated absorbent is 41 kg/h.
  • the content of carbon dioxide in purified natural gas is 0.2 ppm mole (1 kg/h) and methanol 2.8 ppm mole (5 kg/h), satisfactory in terms of the concentration of impurities of carbon dioxide and methanol.
  • the quality of natural gas purification using methanol in comparison with the prototype (example 1) improves three times with an increase in some heat and material flows by 7-8% and the remaining heat and material flows remaining unchanged.
  • Example 3 The situation of ensuring the minimum concentration of methanol in the purified gas is considered.
  • the installation for implementing the method for purifying natural gas from impurities of carbon dioxide and methanol in accordance with Figure 1 according to the claimed invention, similar to example 1, receives purified natural gas in the amount of 1.309 million nm3/h, containing 32397 kg/h of carbon dioxide and 100 kg/h of methanol , while the entire flow of acidic water from the reflux tank of the amine regeneration column (100%) is diverted for disposal.
  • the methanol content in the regenerated absorbent is 31 kg/h.
  • the content of carbon dioxide in the purified natural gas is 0.2 ppm mole (1 kg/h) and methanol 2 ppm mole (4 kg/h), which significantly improves the quality of the product and gives the enterprise producing purified natural gas additional preferences in shaping the fuel market conditions.
  • the quality of natural gas purification using methanol is improved fourfold compared to the prototype (example 1) with an increase in some heat and material flows by 10-13% and the remaining heat and material flows remaining unchanged.
  • the claimed invention makes it possible to regulate the depth of gas purification without significantly changing the thermal and material load on the main apparatus for implementing the process.

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу очистки природного газа от примесей диоксида углерода и метанола, включающему абсорбционное извлечение из природного газа диоксида углерода и метанола водным раствором амина в абсорбере с последующей регенерацией насыщенного абсорбента в колонне регенерации амина с получением регенерированного абсорбента, кислой воды и кислого газа, характеризующемуся тем, что поток кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина разделяют на две части. Первую часть отводят, а вторую возвращают в колонну регенерации амина в качестве орошения. Соотношение между первой частью и всем потоком кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина в диапазоне от 0 до 100% регулируют путем обеспечения такой концентрации метанола в регенерированном абсорбенте, поступающем в абсорбер в качестве орошения, при которой концентрация метанола в очищенном природном газе на выходе из абсорбера не превышает допустимой величины. Техническим результатом является очистка природного газа от примесей диоксида углерода и метанола с возможностью регулирования глубины очистки от метанола без существенного изменения тепловой и материальной нагрузки на основные аппараты для реализации процесса.

Description

СПОСОБ ОЧИСТКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА ОТ ПРИМЕСЕЙ ДИОКСИДА УГЛЕРОДА И МЕТАНОЛА
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Способ очистки природного газа от примесей диоксида углерода и метанола может быть использован на предприятиях газовой промышленности при подготовке природного газа к извлечению криогенным методом метана, этана и широкой фракции легких углеводородов.
Природный газ, состоящий, в основном, из метана, содержит ряд примесей, в частности: воду, азот, сероводород, диоксид углерода, гелий, меркаптаны, легкие углеводороды (этан, пропан, бутан), а также метанол, добавляемый при транспортировке газа для предотвращения образования кристаллогидратов. Большинство указанных примесей ухудшают качество топливного газа, например, снижая его теплотворную способность. Поэтому перед дальнейшей переработкой путем криогенного отделения от метана углеводородов С2 и выше природный газ необходимо очищать от таких примесей, как диоксид углерода и метанол. Если концентрация диоксида углерода в природном газе, поступающем на переработку с определенного месторождения, длительное время близка к постоянной величине, что позволяет стабилизировать работу аппаратов, то содержание метанола колеблется в широком диапазоне концентраций и изменяется сообразно климатическим условиям от максимальной величины зимой до нуля летом, что делает процесс удаления метанола нестационарным.
ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Известен способ секвестрации диоксида углерода, заключающийся в удалении диоксида углерода из потока текучей среды, содержащего диоксид углерода, включающий уменьшение количества диоксида углерода в потоке текучей среды путем осуществления контакта потока текучей среды с промывочным материалом, содержащим первый компонент, второй компонент и воду, где первый компонент отличается от второго компонента, причем первый компонент содержит источник оксида кальция и источник ионов щелочных металлов, а второй компонент содержит шлак, в котором имеются один или более химически активных силикатных соединений, и отношение первого компонента ко второму компоненту в промывочном материале составляет от 10:1 до 1 :10 (патент на изобретение RU 2440178, МПК BOID 53/62, заявлен 08.03.2007 г., опубликован 20.01.2012 г.). Основными недостатками способа являются:
1) использование суспендированного промывочного материала (твердая фаза - оксид кальция, образующийся при взаимодействии с водой оксида кальция гидроксид кальция, силикатный шлак), усложняющее аппаратурное оформление процесса;
2) ограниченность применения только для удаления диоксида углерода без возможности извлечения метанола.
Известен способ удаления диоксида углерода, заключающийся в удалении одной или нескольких содержащих диоксид углерода фракций, которые содержатся в одном или нескольких местах процесса фракционирования и/или сжижения, такого как, например, процесс сжижения природного газа, при этом содержащую диоксид углерода фракцию (фракции) подвергают очистке (В) и/или сжижению (С) и затем секвестируют (D), причем, по меньшей мере, один частичный поток сжиженной содержащей диоксид углерода фракции (фракций) применяют в качестве охлаждающего средства (D) внутри процесса фракционирования и/или сжижения, а сжиженную содержащую диоксид углерода фракцию (фракции) перед отделением нагнетают до давления, по меньшей мере, 100 бар (патент на изобретение RU 2482407, МПК F25J 3/02, заявлен 05.06.2008 г., опубликован 20.05.2013 г.). Основными недостатками данного способа являются:
1) высокая энергоемкость процесса ввиду использования криогенных температур и нагнетания давления до 100 бар;
2) ограниченность применения только для удаления диоксида углерода, т.к. при отделении фракции, содержащей диоксид углерода, метанол остается в углеводородной фазе и в результате кристаллизации удерживается в аппаратах, снижая эффективность их работы.
Известен также способ очистки природного газа от примесей при его подготовке к извлечению криогенным методом сжиженного метана, этана и широкой фракции легких углеводородов, включающий стадию абсорбционного извлечения из природного газа диоксида углерода и метанола водным раствором амина с последующей регенерацией последнего с получением регенерированного абсорбента и кислого газа, часть которого после конденсации в виде кислой воды возвращают в регенератор, и стадию адсорбционной осушки очищенного природного газа с регенерацией адсорбента и выработкой газа регенерации, при этом природный газ после очистки от диоксида углерода и метанола на стадии абсорбционного извлечения смешивают с газами регенерации стадии адсорбционной осушки, охлаждают и подвергают сепарации от сконденсированной воды, возвращаемой в емкость подготовки водного раствора амина, а кислую воду, содержащую метанол после регенерации абсорбента, разделяют в дополнительной ректификационной колонне на метанол и отпаренную воду, возвращаемую в емкость подготовки водного раствора амина на стадии абсорбционного извлечения (патент на изобретение RU 2602908, МПК B01D 53/04, B01D 53/14, BOID 53/26, C10L 3/10, заявлен 31.07.2015 г., опубликован 20.11.2016 г.). Основными недостатками способа являются:
1) необходимость адаптации режима работы дополнительной ректификационной колонны к изменениям содержания метанола в очищаемом природном газе;
2) высокая себестоимость получаемого метанола, особенно при низкой его концентрации в очищаемом природном газе, из-за значительного теплоподвода в низ дополнительной ректификационной колонны, где отпариваемая вода нагревается до температуры кипения под давлением независимо от концентрации метанола в кислой воде, поступающей в дополнительную ректификационную колонну. Известен также наиболее близкий к заявляемому изобретению способ удаления по меньшей мере одного из СО2 и H2S, содержащихся в газе, включающий в себя: а) абсорбционную стадию для осуществления абсорбции по меньшей мере одного из СО2 и H2S из газа путём приведения жидкого абсорбента, содержащего (а) вторичный линейный моноамин, (Ы) третичный линейный моноамин или (Ь2) стерически затруднённый первичный моноамин и (с) вторичный циклический диамин, в контакт с указанным газом; б) регенерационную стадию для осуществления регенерации жидкого абсорбента, содержащего по меньшей мере один из СО2 и H2S, абсорбированных в нём, при помощи тепла ребойлера (патент на изобретение RU 2686925, МПК BOID 53/14, BOID 53/52, BOID 53/62, заявлен 23.09.2016 г., опубликован 06.05.2019 г.). Основными недостатками способа являются:
1) предлагаемый жидкий абсорбент, представляющий собой раствор различных алкиламинов в воде, хорошо растворяет в себе метанол, однако при регенерации абсорбента с выделением из него диоксида углерода основная часть растворенного метанола остается в регенерированном абсорбенте и возвращается с ним в абсорбер, из-за чего ухудшаются сорбционные свойства регенерированного абсорбента, приводя к снижению глубины очистки газа и от диоксида углерода, и от метанола;
2) ограниченность глубины очистки газа от диоксида углерода и метанола, которую можно обеспечить соответствующим изменением расхода регенерированного абсорбента в абсорбер, предельными параметрами работы абсорбера и регенератора по допустимым расходам газовой и жидкой фаз и допустимым тепловым нагрузкам кипятильника (ребойлера) и холодильников.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
При создании изобретения была поставлена задача разработки способа очистки природного газа от примесей диоксида углерода и метанола с возможностью регулирования глубины очистки от метанола без существенного изменения тепловой и материальной нагрузки на основные аппараты для реализации процесса.
Поставленная задача решается за счет того, что в способе очистки природного газа от примесей диоксида углерода и метанола, включающем абсорбционное извлечение из природного газа диоксида углерода и метанола водным раствором амина в абсорбере с последующей регенерацией насыщенного абсорбента в колонне регенерации амина с получением регенерированного абсорбента, кислой воды и кислого газа, поток кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина разделяют на две части: первую часть отводят, а вторую возвращают в колонну регенерации амина в качестве орошения, при этом соотношение между первой частью и всем потоком кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина в диапазоне от 0 до 100 % регулируют путем обеспечения такой концентрации метанола в регенерированном абсорбенте, поступающем в абсорбер в качестве орошения, при которой концентрация метанола в очищенном природном газе на выходе из абсорбера не превышает допустимой величины.
В способе следующая траектория перемещения метанола: метанол очищаемого природного газа растворяется в водной части аминового абсорбента в абсорбере, затем выделяется из насыщенного абсорбента в колонне регенерации амина в виде кислого газа (смесь паров воды, диоксида углерода и метанола) по законам парожидкостного равновесия, а оставшийся в жидкой фазе метанол возвращается в абсорбер с регенерированным абсорбентом. Предлагаемое решение позволяет регулировать качество регенерированного абсорбента по концентрации в нем метанола и опосредовано регулировать глубину очистки природного газа от метанола.
Целесообразно первую часть потока кислой воды из рефлюксной ёмкости колонны регенерации амина с присутствующим в ней метанолом отводить на утилизацию для снижения воздействия вредных примесей на окружающую среду. Из-за увеличения потерь воды из регенерируемого амина с отводимой на утилизацию первой частью потока кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина целесообразно компенсировать их подачей свежей деминерализованной воды для разбавления регенерированного абсорбента или подачей свежей деминерализованной воды в колонну регенерации амина, что также позволяет за счет отсутствия примесей в этой воде повысить четкость разделения в колонне регенерации амина.
Целесообразно при периодичном присутствии метанола в составе очищаемого природного газа предусмотреть периодические отвод первой части потока кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина и подачу свежей деминерализованной воды на разбавление регенерированного раствора абсорбента или в колонну регенерации амина для поддержания глубины очистки природного газа в абсорбере на соответствующем уровне в течение указанного промежутка времени.
Целесообразно для снижения потребности в свежей деминерализованной воде первую часть потока кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина с присутствующим в ней метанолом отводить на отпарку метанола в дополнительную отпарную ректификационную колонну.
Целесообразно отпаренную воду из дополнительной отпарной ректификационной колонны подавать на смешение с регенерированным абсорбентом для снижения потребности в свежей деминерализованной воде.
Целесообразно при использовании дополнительной отпарной ректификационной колонны с высоким качеством отпарки метанола отпаренную воду из дополнительной отпарной ректификационной колонны подавать в колонну регенерации амина, чтобы сократить расход свежей деминерализованной воды.
При сезонном отсутствии метанола в очищаемом природном газе или при низкой его концентрации в кислой воде с целью снижения энергозатрат для реализации способа дополнительную отпарную ректификационную колонну периодически отключают, включая снова в технологический процесс по мере необходимости, в связи с чем предусматривается периодические отвод первой части потока кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина в дополнительную отпарную ректификационную колонну и подачу отпаренной воды из дополнительной отпарной колонны на разбавление регенерированного раствора абсорбента или в колонну регенерации амина. Целесообразно при периодической работе дополнительной отпарной ректификационной колонны во время пуска и выхода на режим работы дополнительной отпарной ректификационной колонны первую часть потока кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина отводить через дополнительную буферную емкость, а также подавать свежую деминерализованную воду на разбавление регенерированного раствора абсорбента или в колонну регенерации амина из дополнительной буферной емкости.
Также целесообразно предусмотреть периодические отвод первой части потока кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина в дополнительную отпарную ректификационную колонну и подачу отпаренной воды из дополнительной отпарной колонны на разбавление регенерированного раствора абсорбента или в колонну регенерации амина для повышения экономической эффективности процесса при использовании на стадии абсорбционной очистки газа не менее двух работающих параллельно технологических линий, при этом осуществлять периодическую подачу первой части потока кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина каждой линии в общую дополнительную отпарную ректификационную колонну и отпаренной воды на разбавление регенерированного раствора абсорбента или в колонну регенерации амина соответствующей технологической линии.
Целесообразно кислый газ из рефлюксной емкости колонны регенерации амина направлять на термическое и/или каталитическое окисление, а также в трубопровод поступающего на окисление кислого газа отводить первую часть потока кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина для повышения уровня экологической безопасности способа путем предотвращения выбросов токсичных отходов производства в окружающую среду.
ПЕРЕЧЕНЬ ЧЕРТЕЖЕЙ
На фигуре 1 представлена одна из возможных принципиальных схем установки для реализации заявляемого изобретения с использованием следующих обозначений:
101 - абсорбер;
102 - колонна регенерации амина;
201 - емкость подготовки водного раствора амина;
202 - экспанзер;
203 - рефлюксная емкость колонны регенерации амина;
301 - кипятильник;
302 - рекуперативный теплообменник;
303, 304 - холодильник;
401, 402, 403- насос;
501, 502- клапан;
1 -23 - трубопроводы.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Установка согласно фигуре 1 функционирует следующим образом. Очищаемый природный газ подается по трубопроводу 1 в нижнюю часть абсорбера 101, где противотоком к газу движется поступающий в верхнюю часть абсорбера 101 по трубопроводу 23 абсорбент в виде водного раствора амина, для абсорбционного извлечения диоксида углерода и метанола. Сверху абсорбера 101 очищенный природный газ направляется по трубопроводу 2 для дальнейшей переработки.
В емкость подготовки водного раствора амина 201 подают регенерированный абсорбент из колонны регенерации амина 102 по трубопроводу 13 и свежую деминерализованную воду со стороны по трубопроводу 21. Из емкости подготовки водного раствора амина 201 абсорбент поступает по трубопроводу 22 на насос 401 и направляется по трубопроводу 23 в верхнюю часть абсорбера 101 для абсорбционного извлечения из природного газа диоксида углерода и метанола.
Снизу абсорбера 101 насыщенный абсорбент подают по трубопроводу 4 в экспанзер 202 для отдувки абсорбированных в небольшом количестве углеводородных газов, отводимых по трубопроводу 7. Очищенный от углеводородных газов насыщенный абсорбент поступает по трубопроводу 5 в трубное пространство рекуперативного теплообменника 302, нагреваясь потоком регенерированного абсорбента из куба колонны регенерации амина 102, и далее по трубопроводу 6 подается в верхнюю часть колонны регенерации амина 102, где разделяется на жидкий регенерированный абсорбент и кислый газ (парофазовая смесь диоксида углерода, метанола, углеводородов и воды).
Одна часть регенерированного абсорбента из куба колонны регенерации амина 102 по трубопроводу 8 поступает в кипятильник 301 для испарения, возвращаясь обратно по трубопроводу 9 для создания парового орошения, а другая часть по трубопроводу 10 - на насос 402 для подачи по трубопроводу 11 в межтрубное пространство рекуперативного теплообменника 302, где отдает тепло поступающему в трубное пространство по трубопроводу 5 очищенному от углеводородных газов насыщенному абсорбенту. После рекуперативного теплообменника 302 регенерированный абсорбент проходит по трубопроводу 12 холодильник 304, охлаждаясь водой или воздухом, и по трубопроводу 13 поступает в емкость подготовки водного раствора амина 201.
Кислый газ сверху колонны регенерации амина 102 поступает по трубопроводу 14 в холодильник 303. Смесь кислого газа и сконденсировавшихся воды и метанола по трубопроводу 15 поступает в рефлюксную емкость колонны регенерации амина 203, сверху которой отводятся по трубопроводу 16 несконденсированные кислые газы, а снизу - по трубопроводу 17 кислая вода в виде водного раствора метанола с примесью растворенного диоксида углерода.
Поток кислой воды из рефлюксной емкости 203 насосом 403 отводят по трубопроводу 18 и делят на две части: первую часть направляют по трубопроводу 20 на утилизацию или в дополнительную отпарную ректификационную колонну с получением отпаренной воды и метанола, а вторую часть - по трубопроводу 19 в колонну регенерации амина 102 в качестве орошения. Регулирование расхода первой и второй частей потока кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина 203 осуществляют с помощью клапанов 502 и 501, соответственно.
В верхнюю часть абсорбера 101 по трубопроводу 3 также подают свежую деминерализованную воду со стороны для компенсации ее потерь с очищенным природным газом.
Выполнен анализ работы установки для реализации заявленного способа очистки природного газа от примесей диоксида углерода и метанола при различных режимах работы с использованием математического моделирования, результаты которого приведены в таблице.
Пример 1. На установку для реализации способа очистки природного газа от примесей диоксида углерода и метанола в соответствии с фигурой 1 при работе ее по прототипу (поток кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина в полном объеме поступает на орошение колонны регенерации амина) поступает очищаемый природный газ в количестве 1,309 млн нмЗ/ч, содержащий 32397 кг/ч диоксида углерода и 100 кг/ч метанола. При расходе насыщенного абсорбента 626,7 т/ч и энергозатратах в колонне регенерации амина на теплоподвод 47 Гкал/ч и теплосъем 23,7 Гкал/ч в колонну регенерации амина на орошение из рефлюксной емкости колонны регенерации амина поступает 38,6 т/ч кислой воды. Содержание метанола в регенерированном абсорбенте составляет 59 кг/ч. При этом в очищенном природном газе достигается содержание диоксида углерода 0,3 ppm мольных (1 кг/ч) и метанола 8,6 ppm мольных (16 кг/ч), удовлетворительное по концентрации диоксида углерода, но завышенное по концентрации метанола более, чем в три раза, поскольку допустимое содержание метанола должно быть не выше 2,8 ppm мольных для получения при последующем выделении из очищенного природного газа фракции углеводородов СЗ-С4 и концентрировании в ней остаточного количества метанола сжиженных углеводородных газов (СУГ) с содержанием метанола не выше 50 ppm мольных.
Пример 2. На установку для реализации способа очистки природного газа от примесей диоксида углерода и метанола в соответствии с фигурой 1 по заявляемому изобретению аналогично примеру 1 поступает очищаемый природный газ в количестве 1,309 млн нмЗ/ч, содержащий 32397 кг/ч диоксида углерода и 100 кг/ч метанола. При этом поток кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина делится на две части: первую часть потока в количестве 60 % отводят на утилизацию, а вторую часть в количестве 40 % подают на орошение колонны регенерации амина. При расходе насыщенного абсорбента 626,6 т/ч и теплоподводе в колонну регенерации амина 47 Гкал/ч, одинаковых с режимом примера 1, для удаления большего количества метанола из очищаемого природного газа необходимо увеличить количество отгоняемой и конденсируемой кислой воды. В рефлюксной емкости накапливается 41,4 т/ч кислой воды (на 2,7 т/ч больше, чем в примере 1), из-за чего теплосъем в колонне регенерации амина составляет 25,4 Гкал/ч (на 7,5% больше, чем в примере 1). Первая часть потока кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина в количестве 24,8 т/ч отводится на утилизацию, а вторая часть в количестве 16,5 т/ч поступает на орошение колонны регенерации амина. Вывод на утилизацию 24,8 т/ч первого потока кислой воды компенсируется подачей 24,7 т/ч свежей деминерализованной воды. Содержание метанола в регенерированном абсорбенте составляет 41 кг/ч. При таком режиме работы установки достигается содержание в очищенном природном газе диоксида углерода 0,2 ppm мольных (1 кг/ч) и метанола 2,8 ppm мольных (5 кг/ч), удовлетворительное по концентрации примесей диоксида углерода и метанола. Качество очистки природного газа по метанолу по сравнению с прототипом (пример 1) улучшается в три раза при увеличении некоторых тепловых и материальных потоков на 7-8 % и сохранении без изменения остальных тепловых и материальных потоков.
Пример 3. Рассмотрена ситуация обеспечения минимальной концентрации метанола в очищенном газе. На установку для реализации способа очистки природного газа от примесей диоксида углерода и метанола в соответствии с фигурой 1 по заявляемому изобретению аналогично примеру 1 поступает очищаемый природный газ в количестве 1,309 млн нмЗ/ч, содержащий 32397 кг/ч диоксида углерода и 100 кг/ч метанола, при этом весь поток кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина (100 %) отводится на утилизацию. При расходе насыщенного абсорбента 626,6 т/ч и теплоподводе в колонну регенерации амина 47 Гкал/ч, одинаковых с режимом примера 1, для удаления большего количества метанола из очищаемого природного газа необходимо увеличить количество отгоняемой и конденсируемой кислой воды. При этом в рефлюксной емкости колонны регенерации амина собирается 43,3 т/ч кислой воды (на 4,6 т/ч больше, чем в прототипе (пример 1)), из-за чего теплосъем в колонне регенерации амина составляет 26,6 Гкал/ч (на 12,5% больше, чем в примере 1). Вывод на утилизацию 43,3 т/ч кислой воды компенсируется подачей 43,1 т/ч свежей деминерализованной воды. Содержание метанола в регенерированном абсорбенте составляет 31 кг/ч. При этом режиме работы достигается содержание в очищенном природном газе диоксида углерода 0,2 ppm мольных (1 кг/ч) и метанола 2 ppm мольных (4 кг/ч), что существенно повышает качество продукции и дает предприятию, вырабатывающему очищенный природный газ, дополнительные преференции при формировании конъюнктуры топливного рынка. Качество очистки природного газа по метанолу по сравнению с прототипом (пример 1) улучшается в четыре раза при увеличении некоторых тепловых и материальных потоков на 10-13 % и сохранении без изменения остальных тепловых и материальных потоков.
Таким образом, заявляемое изобретение позволяет регулировать глубину очистки газа без существенного изменения тепловой и материальной нагрузки на основные аппараты для реализации процесса.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ очистки природного газа от примесей диоксида углерода и метанола, включающий абсорбционное извлечение из природного газа диоксида углерода и метанола водным раствором амина в абсорбере с последующей регенерацией насыщенного абсорбента в колонне регенерации амина с получением регенерированного абсорбента, кислой воды и кислого газа, отличающийся тем, что поток кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина разделяют на две части: первую часть отводят, а вторую возвращают в колонну регенерации амина в качестве орошения, при этом соотношение между первой частью и всем потоком кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина в диапазоне от 0 до 100 % регулируют путем обеспечения такой концентрации метанола в регенерированном абсорбенте, поступающем в абсорбер в качестве орошения, при которой концентрация метанола в очищенном природном газе на выходе из абсорбера не превышает допустимой величины.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что первую часть потока кислой воды из рефлюксной ёмкости колонны регенерации амина отводят на утилизацию.
3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что свежую деминерализованную воду подают для разбавления регенерированного абсорбента.
4. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что свежую деминерализованную воду подают в колонну регенерации амина.
5. Способ по любому из пп. 1-4, отличающийся тем, что отвод первой части потока кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина и подачу свежей деминерализованной воды осуществляют периодически.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что первую часть потока кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина отводят на отпарку метанола в дополнительную отпарную ректификационную колонну.
7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что отпаренную воду из дополнительной отпарной ректификационной колонны подают на смешение с регенерированным абсорбентом.
8. Способ по п. 6, отличающийся тем, что отпаренную воду из дополнительной отпарной ректификационной колонны подают в колонну регенерации амина.
9. Способ по любому из пп. 6-8, отличающийся тем, что отвод первой части потока кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина и подачу отпаренной воды из дополнительной отпарной ректификационной колонны осуществляют периодически.
10. Способ по п. 9, отличающийся тем, что при периодической работе дополнительной отпарной ректификационной колонны первую часть потока кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина отводят через дополнительную буферную емкость.
11. Способ по п. 9, отличающийся тем, что при периодической работе дополнительной отпарной ректификационной колонны предусматривают подачу свежей деминерализованной воды из дополнительной буферной емкости.
12. Способ по п. 1, отличающийся тем, что кислый газ из рефлюксной емкости колонны регенерации амина направляют на термическое и/или каталитическое окисление.
13. Способ по п. 12, отличающийся тем, что в трубопровод поступающего на окисление кислого газа отводят первую часть потока кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина.
PCT/RU2023/000169 2022-05-19 2023-06-01 Способ очистки природного газа от примесей диоксида углерода и метанола WO2023224514A1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2022113348 2022-05-19
RU2022113348A RU2784052C1 (ru) 2022-05-19 Способ очистки природного газа от примесей диоксида углерода и метанола

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2023224514A1 true WO2023224514A1 (ru) 2023-11-23

Family

ID=88835884

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2023/000169 WO2023224514A1 (ru) 2022-05-19 2023-06-01 Способ очистки природного газа от примесей диоксида углерода и метанола

Country Status (1)

Country Link
WO (1) WO2023224514A1 (ru)

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2602908C1 (ru) * 2015-07-31 2016-11-20 Игорь Анатольевич Мнушкин Способ очистки природного газа от примесей при его подготовке к получению сжиженного метана, этана и широкой фракции углеводородов
CN106536682A (zh) * 2014-06-28 2017-03-22 沙特阿拉伯石油公司 采用高能效酸性气体去除设备相关的工艺方案以及相关方法的基于气化的高能效多联产装置
RU2751635C1 (ru) * 2020-12-17 2021-07-15 Игорь Анатольевич Мнушкин Способ очистки природного газа от примесей

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106536682A (zh) * 2014-06-28 2017-03-22 沙特阿拉伯石油公司 采用高能效酸性气体去除设备相关的工艺方案以及相关方法的基于气化的高能效多联产装置
CN106536681A (zh) * 2014-06-28 2017-03-22 沙特阿拉伯石油公司 采用先进工艺方案以及相关方法的基于气化的高能效多联产装置
RU2602908C1 (ru) * 2015-07-31 2016-11-20 Игорь Анатольевич Мнушкин Способ очистки природного газа от примесей при его подготовке к получению сжиженного метана, этана и широкой фракции углеводородов
RU2751635C1 (ru) * 2020-12-17 2021-07-15 Игорь Анатольевич Мнушкин Способ очистки природного газа от примесей

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US6004380A (en) Gas drying process using glycol, including purification of discharged gas
US8821615B2 (en) Sour gas treatment process
CA2552644C (en) Methods and configurations for acid gas enrichment
JP4264594B2 (ja) 溶媒混合物を用いる天然ガスからの脱水および液体炭化水素の分離方法
US7803271B2 (en) Method of extracting the hydrogen sulfide contained in a hydrocarbon gas
NO153717B (no) Fremgangsmaate for selektiv separering av hydrogensulfid fra karbondioksydholdige gassformede blandinger
US20070020163A1 (en) Method for Removing Acid Gases and Ammonia from a Fluid Stream
AU2015249086B2 (en) Method of deacidizing a gaseous effluent by an absorbent solution with vapour injection into the regenerated absorbent solution and device for implementing same
KR20010049513A (ko) 복합 아민 혼합물에 의해 이산화탄소를 회수하는 방법
CA2590468C (en) Process for the dehydration of gases
EA019187B1 (ru) Способ производства очищенного природного газа
Liu et al. Simulation and energy analysis of CO2 capture from CO2-EOR extraction gas using cryogenic fractionation
US10508033B2 (en) Enhancement of claus tail gas treatment by sulfur dioxide-selective membrane technology
EA036128B1 (ru) Способ удаления кислотных газов из потока текучей среды путем применения соединений затрудненных аминов на основе морфолина
WO2015017151A1 (en) Removal of sulfur compounds in an acid gas stream generated from solvent-based gas treating process
CN106794414B (zh) 从流体流中移除硫化氢和二氧化碳
GB2118455A (en) Selective acid gas removal
Duval Natural gas sweetening
RU2784052C1 (ru) Способ очистки природного газа от примесей диоксида углерода и метанола
WO2023224514A1 (ru) Способ очистки природного газа от примесей диоксида углерода и метанола
US4519991A (en) Enrichment in hydrogen sulphide of gases containing it
AU2021104718A4 (en) Device and Method for Deeply Removing Sulfide in Circulating methanol of the rectisol by Extractive Distillation
RU2751635C1 (ru) Способ очистки природного газа от примесей
CN210645772U (zh) 一种产多种纯度硫化氢的酸性气净化装置
Gad et al. The economic comparison between dry natural gas and nitrogen gas for stripping water vapor from glycol in the gas dehydration process

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 23807989

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1