[go: up one dir, main page]

RU2408664C2 - Объединенный способ удаления тяжелых углеводородов, аминовой очистки и осушки - Google Patents

Объединенный способ удаления тяжелых углеводородов, аминовой очистки и осушки Download PDF

Info

Publication number
RU2408664C2
RU2408664C2 RU2008103606/04A RU2008103606A RU2408664C2 RU 2408664 C2 RU2408664 C2 RU 2408664C2 RU 2008103606/04 A RU2008103606/04 A RU 2008103606/04A RU 2008103606 A RU2008103606 A RU 2008103606A RU 2408664 C2 RU2408664 C2 RU 2408664C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
stream
natural gas
water
heavy hydrocarbons
adsorption
Prior art date
Application number
RU2008103606/04A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2008103606A (ru
Inventor
Майкл Дж. МИТАРИТЕН (US)
Майкл Дж. МИТАРИТЕН
Original Assignee
Басф Каталистс, Ллк
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Басф Каталистс, Ллк filed Critical Басф Каталистс, Ллк
Publication of RU2008103606A publication Critical patent/RU2008103606A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2408664C2 publication Critical patent/RU2408664C2/ru

Links

Images

Classifications

    • 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 OR C10K; LIQUIFIED PETROLEUM GAS; USE OF ADDITIVES TO FUELS OR FIRES; FIRE-LIGHTERS
    • 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
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/02—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography
    • B01D53/04—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography with stationary adsorbents
    • B01D53/0462—Temperature swing adsorption
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1462—Removing mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/22—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by diffusion
    • B01D53/229—Integrated processes (Diffusion and at least one other process, e.g. adsorption, absorption)
    • 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
    • B01D53/26—Drying gases or vapours
    • B01D53/261—Drying gases or vapours by adsorption
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C07—ORGANIC CHEMISTRY
    • C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
    • C07C7/00—Purification; Separation; Use of additives
    • C07C7/11—Purification; Separation; Use of additives by absorption, i.e. purification or separation of gaseous hydrocarbons with the aid of liquids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C07—ORGANIC CHEMISTRY
    • C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
    • C07C7/00—Purification; Separation; Use of additives
    • C07C7/12—Purification; Separation; Use of additives by adsorption, i.e. purification or separation of hydrocarbons with the aid of solids, e.g. with ion-exchangers
    • 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 OR C10K; LIQUIFIED PETROLEUM GAS; USE OF ADDITIVES TO FUELS OR FIRES; FIRE-LIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2253/00—Adsorbents used in seperation treatment of gases and vapours
    • B01D2253/10—Inorganic adsorbents
    • B01D2253/102—Carbon
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2253/00—Adsorbents used in seperation treatment of gases and vapours
    • B01D2253/10—Inorganic adsorbents
    • B01D2253/104—Alumina
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2253/00—Adsorbents used in seperation treatment of gases and vapours
    • B01D2253/10—Inorganic adsorbents
    • B01D2253/106—Silica or silicates
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2253/00—Adsorbents used in seperation treatment of gases and vapours
    • B01D2253/10—Inorganic adsorbents
    • B01D2253/106—Silica or silicates
    • B01D2253/108—Zeolites
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2253/00—Adsorbents used in seperation treatment of gases and vapours
    • B01D2253/10—Inorganic adsorbents
    • B01D2253/116—Molecular sieves other than zeolites
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
    • B01D2256/24—Hydrocarbons
    • B01D2256/245—Methane
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/70—Organic compounds not provided for in groups B01D2257/00 - B01D2257/602
    • B01D2257/702—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
    • B01D2259/00—Type of treatment
    • B01D2259/40—Further details for adsorption processes and devices
    • B01D2259/40001—Methods relating to additional, e.g. intermediate, treatment of process gas
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2259/00—Type of treatment
    • B01D2259/40—Further details for adsorption processes and devices
    • B01D2259/40011—Methods relating to the process cycle in pressure or temperature swing adsorption
    • B01D2259/4002—Production
    • B01D2259/40022—Production with two sub-steps
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2259/00—Type of treatment
    • B01D2259/40—Further details for adsorption processes and devices
    • B01D2259/40011—Methods relating to the process cycle in pressure or temperature swing adsorption
    • B01D2259/40043—Purging
    • B01D2259/4005—Nature of purge gas
    • B01D2259/40056—Gases other than recycled product or process gas
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2259/00—Type of treatment
    • B01D2259/40—Further details for adsorption processes and devices
    • B01D2259/40011—Methods relating to the process cycle in pressure or temperature swing adsorption
    • B01D2259/40058—Number of sequence steps, including sub-steps, per cycle
    • B01D2259/40062—Four
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2259/00—Type of treatment
    • B01D2259/40—Further details for adsorption processes and devices
    • B01D2259/40083—Regeneration of adsorbents in processes other than pressure or temperature swing adsorption
    • B01D2259/40088—Regeneration of adsorbents in processes other than pressure or temperature swing adsorption by heating
    • B01D2259/4009—Regeneration of adsorbents in processes other than pressure or temperature swing adsorption by heating using hot gas
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2259/00—Type of treatment
    • B01D2259/40—Further details for adsorption processes and devices
    • B01D2259/404—Further details for adsorption processes and devices using four beds
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
    • 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
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • 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
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/151—Reduction of greenhouse gas [GHG] emissions, e.g. CO2

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Separation Of Gases By Adsorption (AREA)
  • Drying Of Gases (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

Настоящее изобретение направлено на улучшенный объединенный способ удаления тяжелых углеводородов, диоксида углерода, сероводорода и воды из сырьевого потока сырого природного газа. Изобретение касается способа очистки сырьевого потока сырого природного газа, который включает следующие стадии: (1) пропускание указанного сырьевого потока сырого природного газа через секцию адсорбции, содержащую адсорбент, селективный для удаления тяжелых углеводородов и воды из указанного сырьевого потока природного газа, и таким образом образование первого выходящего потока; (2) введение указанного первого выходящего потока в контакт с водным аминовым абсорбентом, где указанный водный аминовый абсорбент удаляет кислые газы из указанного первого выходящего потока, таким образом, образование продуктового потока природного газа, имеющего меньшее, чем в указанном первом выходящем потоке, содержание кислых газов; (3) рециркулирование указанного продуктового потока природного газа через указанную секцию адсорбции, содержащую адсорбент, селективный для удаления воды; и (4) сбор продуктового потока природного газа, содержащего меньшее, чем в указанном потоке сырого природного газа, количество воды и тяжелых углеводородов. Также изобретение касается системы очистки природного газа. Технический результат - получение продуктового потока высокоочищенного природного газа. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 3 ил.

Description

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
Настоящее изобретение, в общем, относится к способу улучшения очистки сырьевых потоков природного газа. Более конкретно, настоящее изобретение относится к способу удаления тяжелых углеводородов, воды и кислых газов и извлечения тяжелых углеводородов из природного газа новым объединенным способом.
ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Удаление кислых газовых компонентов - углекислого газа и сероводорода из природного газа является очень важным ввиду того, что эти компоненты могут присутствовать в значительном количестве. Загрязнение углекислым газом и сероводородом понижает теплотворную способность природного газа и вызывает коррозию и увеличение транспортных расходов, в перерасчете на единицу теплотворной способности. В связи с этим, для обеспечения возможности перекачивания природного газа по трубопроводу необходимо осуществлять удаление углекислого газа, как правило, до уровня 2% или менее, а сероводорода - до уровней 4 млн.ч. или менее. Указанные компоненты к тому же имеют высокую температуру замерзания и по этой причине должны быть почти полностью удалены из природного газа перед обработкой на установке по сжижению природного газа (СПГ).
Известные в настоящее время способы очистки природного газа, в частности, удаления кислых газов, могут быть разделены приблизительно на три класса:
(а) Способы, включающие аминовую адсорбционную очистку, при которой амин образует слабые связи с кислыми газами при относительно низких температурах обработки и (обычно) высоком давлении. Обогащенный аминовый растворитель регенерируют путем снижения его давления и увеличения его температуры в аминовом десорбере. Кислые газовые компоненты затем удаляют.
(б) Адсорбция с использованием физического растворителя при относительно низкой температуре и относительно высоком давлении, в котором растворимость кислых газовых компонентов выше, чем легких углеводородов. Физический растворитель, в общем, регенерируют путем снижения давления, что вызывает мгновенное выделение растворенных газов из растворителя.
(в) Смешанные процессы, включающие селективную диффузию газов через ряд полимерных мембран, где поток природного газа, загрязненный кислыми газами, вводят в устройство при высоком давлении, а кислые газовые компоненты вследствие более высокой растворимости и диффузии проникают через мембрану со стороны с высоким давлением к стороне с низким давлением, обеспечивая тем самым прохождение потока сквозь стенку мембраны.
Основным недостатком аминовой адсорбционной очистки является повторное внесение водным аминовым растворителем воды в поток природного газа. Более того, использование растворителей, в частности летучих органических растворителей, ограничено, если вообще не запрещено, органами власти с целью уменьшения загрязнения воды и атмосферы.
В случае небольших объемов, особенно, если потоки газа составляют менее 5-10 миллионов кубических футов в сутки, значительное внимание уделяется развитию способов адсорбции при переменном давлении (PSA), предназначенных для удаления газообразных примесей, таких как СО2.
Многочисленные патенты описывают PSA способы выделения углекислого газа из метана или других газов. Одним из более ранних патентов в этой области является патент США №3751878, который описывает PSA систему с использованием цеолитных молекулярных сит, которые селективно адсорбируют СО2 из потока природного газа низкого качества, функционирующую при давлении 1000 фунтов/кв. дюйм (абс.), и температуре 300°F. В системе в качестве продувочного газа для удаления определенного количества адсорбированного метана из цеолита и удаления метана из свободного порового объема в колонне используется углекислый газ. Патент США № А 4077779 описывает использование углеродных молекулярных сит, адсорбирующих СО2 селективно относительно водорода или метана. После стадии адсорбции осуществляют продувку СО2 при высоком давлении, последующее снижение давления и десорбцию СО2 и последующую промывку при среднем давлении сторонним газом, таким как воздух. Колонну затем подвергают вакуумированию для удаления стороннего газа и любого остатка СО2.
Патент США №4770676, описывает процесс, комбинирующий способ адсорбции при переменной температуре (TSA) со способом PSA и предназначенный для извлечения метана из биогаза. При помощи TSA способа удаляется вода и незначительные примеси из газа, который затем подается в PSA систему, подобную описанной в указанном выше патенте США №4077779, за исключением стадии отсутствия внешней промывки. СО2 из PSA секции нагревают и используют для регенерации TSA секции. В патенте США №4857083 идет речь об усовершенствовании решений патента США №4077779 путем исключения стадии внешней промывки и применения внутренней промывки вторичным продуктовым газом (СО2) во время продувки, и введения этапа вакуумирования для регенерации. Предпочтительный тип адсорбента представляет собой активированный уголь, но также пригоден и цеолит, например, с размером пор 5А, молекулярные углеродные сита, силикагель, активированные оксиды алюминия или другие адсорбенты, селективные в отношении углекислого газа и газообразных углеводородов, иных, чем метан.
Как отмечено ранее, хорошо известно удаление кислых газов, таких как сероводород и углекислый газ из потоков природного газа с использованием аминовой системы, где кислые газы вымываются от сырьевого газа водным аминовым растворителем с последующим десорбированием углекислого газа или других кислых газов из растворителя паром.
Эти системы широко применяются в промышленности, более чем 600 крупных секций установлено на предприятиях службы газа в США. Значительная конкуренция поставщиков аминовых растворителей и возможность применения аминов в диапазоне от диэтаноламина (ДЭА) до специальных смесей, позволяет уменьшить расходы на стоимость оборудования и эксплуатационные расходы, несмотря на значительную стоимость растворителя.
Несмотря на то, что указанные системы не очень просты в обращении, они получили сильное распространение. Может оказаться проблемой и сохранение чистыми аминовых растворителей.
Кроме того, недостаток использования водных аминов заключается в том, что продуктовый природный газ из водной аминовой системы является насыщенным водой. Соответственно, необходимость осушки продуктового потока, обычно с использованием абсорбции гликолем, после удаления углекислого газа, увеличивает эксплуатационные расходы и капитальные затраты на процесс очистки.
Следующей трудностью осуществления аминовой очистки природного газа, содержащего тяжелые углеводороды, является способность последних вызывать вспенивание аминового растворителя. Вспенивание растворителя нежелательно, поскольку снижает емкость системы и может приводить к выносу растворителя в продуктовый газовый поток.
Большинство предложенных на рынке С2 и С3+ углеводородов получены путем экстрагирования из природного газа. По этой причине эти компоненты, как правило, называют природными газоконденсатами. Удаление С3+ углеводородов из природного газа осуществляется тремя альтернативными путями.
Первый и самый старый способ заключается во введении природного газа в контакт с тяжелым маслом таким образом, что обедненное жидкое масло адсорбирует С3+ компоненты. Указанные компоненты затем десорбируют из масла и, в конечном счете, извлекают в виде отдельного продукта. Согласно более нового замысла применяют охлажденное масло, но и эта технология в целом считается устаревшей. Второй способ извлечения С3+ углеводородов осуществляется при помощи холодильной системы, причем сырьевой природный газ охлаждают до температуры обычно около -30°F и С3+ компоненты по существу конденсируют из его потока. Более эффективным, однако, более дорогим является метод и способ извлечения этана, обычно применяемый для больших потоков газа, с использованием турбоэспандерной установки, которая, создавая низкое давление, вызывает расширение потока природного газа. Это расширение вызывает образование значительного количества капель при температуре потока природного газа. Одновременно к тому же удаляют С3+ углеводороды. Как правило, использование турбоэспандерной установки является предпочтительным, если желательно извлечение этана или оправданны более высокие уровни извлечения С3+ жидкости. Эти установки являются дорогостоящими, особенно устройства повторного сжатия. Все пути извлечения жидкости требуют довольно больших капиталовложений и значительной энергии для охлаждения или повторного сжатия.
Углеводороды также, как правило, удаляют из природного газа для предотвращения конденсации жидкости в трубопроводной системе транспортировки, а трубопроводы, как правило, прокладывают, учитывая условия точки росы для предотвращения конденсации жидкостей. Для обеспечения этих условий обычно применяется холодильное оборудование. Цель холодильного оборудования заключается в извлечении углеводородов, преимущественно более тяжелых углеводородов. Как и в случае извлечения газоконденсатой жидкости, можно тоже применять секции адсорбции жидкостей из газа, охлаждения или устройства Джоуля-Томпсона расширения потока.
Альтернативным средством для удаления тяжелых углеводородов из природного газа является применение силикагелевого адсорбента в так называемой "секции адсорбции жидкостей из газа", где адсорбент имеет сродство к тяжелым углеводородам, обычно С6 и более тяжелым компонентам. В таком способе природный газ, включающий тяжелые углеводороды, пропускают через слой силикагеля для улавливания С6+ углеводородов. Регенерацию обычно осуществляют путем пропускания находящегося под давлением и/или нагретого потока сырьевого природного газа или продуктового газа через слой адсорбента. После охлаждения тяжелые углеводороды, содержащиеся в потоке после процесса регенерации, могут быть конденсированы в виде жидкого продукта и удалены.
Отношение стоимости природного газа/природного газоконденсата является комплексным и цены, будучи связанными, варьируются. Почти всегда компоненты более ценны в виде жидкости, чем в виде газа и обычно увеличение стоимости составляет около 1.5х. Выделение жидкости является основной деятельностью средних перерабатывающих предприятий.
Настоящий правоприобретатель разработал способ для извлечения углеводородов из природного газа, основанный на адсорбции при переменном давлении с ситами Molecular Gate®. Указанный способ описан в патенте США №6444012, опубликованном 3 сентября 2002 г., и патенте США №6497750, опубликованном 24 декабря 2002 г. В первом из вышеуказанных документов PSA способ включает первоначальное адсорбирование С3+ углеводородов из потока природного газа в первой секции PSA, содержащей углеводород-селективный адсорбент, с образованием первого продуктового потока, содержащего метан и азот и имеющего сниженный уровень углеводородов относительно сырьевого потока. Первый продуктовый поток затем направляют во вторую PSA адсорбционную секцию, включающую селективный в отношении азота адсорбент (Molecular Gate®), для того чтобы адсорбировать азот и получить второй продуктовый поток, обогащенный метаном. Извлечение углеводородов может быть успешно выполнено путем десорбции последних из первого адсорбента метановым продуктовым потоком. Таким образом, теплотворная способность С3+ углеводородов компенсируется потоку метана. Последний из упомянутых документов направлен на способ выделения азота из сырьевого потока природного газа в первой секции PSA, содержащей селективный в отношении азота адсорбент Molecular Gate® с образованием метанового продуктового потока, направление остаточного газа из первой секции PSA во вторую секцию PSA, содержащую селективный в отношении метана адсорбент, для того чтобы извлечь метан из остаточного газа с образованием обогащенного азотом продуктового потока и потока остаточного газа, включающего углеводороды, и охлаждение остаточного газа, включающего углеводороды, для того чтобы удалить С3+ углеводородные жидкости. Метан затем рециркулируют в сырьевой поток.
Одним из технических требований, типичных для трубопроводов, является содержание H2S - 4 млн.ч. и СО2 - 2%. Установки по сжижению природного газа (СПГ) в общем, требуют едва не полного удаления этих кислых газов, так как кислые газы замерзают при температуре работы СПГ. Патент США №4702898, выданный на имя Гровера (Grover), раскрывает способ удаления кислых газов из смеси, в котором для удаления кислых газов, например, углекислого газа, из смеси газов используется щелочной очищающий раствор. В дополнение к адсорбции кислых газов, в зависимости от способности жидкой адсорбционной системы удалять углекислый газ и допустимых верхних границ концентрации углекислого газа, для дополнительного удаления углекислого газа можно применять твердые адсорбенты, например молекулярные сита. Например, адсорбция зачастую используется, когда необходимо по существу удалять углекислый газ до уровней около 50-200 млн.ч.об. углекислого газа, которые обычно необходимы для осуществления ожижения или глубокого извлечения этана. В некоторых случаях, может быть предпочтительным исключение адсорбционной секции жидкого углекислого газа и выполнение удаления углекислого газа исключительно путем адсорбции молекулярными ситами, например, в случае очистки природного газа, где удаление большей части углекислого газа не требуется (т.е. сырьевой природный газ имеет низкое содержание кислых газов).
Как рассмотрено выше, особым недостатком обработки аминовым растворителем для удаления кислых газов является то, что растворители применяются в виде смеси с жидкой водой, и, таким образом, продуктовый природный газ из установки аминовой очистки оказывается насыщенным водяным паром. Это требует осушки далее по течению, которая обычно, как правило, включает применение гликолевых растворителей. СПГ установки требуют чрезвычайно низких точек росы по воде и применения, как правило, молекулярных сит (или других адсорбентов), но иногда является полезным и применение гликолевых секций осушки далее по течению, причем гликоль удаляет большую часть воды.
Патент США №3841058, выданный на имя Темплемана (Templeman), раскрывает способ очистки природного или подобных газов, который делает их пригодными для сжижения. Способ включает, по существу, адсорбирование воды и метанола из потока природного газа, включающего воду, метанол и углекислый газ в первом слое адсорбента и впоследствии адсорбирование углекислого газа во втором слое адсорбента. Первый слой адсорбера регенерируют путем пропускания через него газа при повышенной температуре, то есть согласно способу адсорбции при переменной температуре. Второй слой адсорбера регенерируют, снижая давление внутри слоя и также пропуская через него газ при низкой температуре для вытеснения из него десорбированного углекислого газа, то есть согласно способу адсорбции при переменном давлением. Патент указывает на то, что прошедший адсорбцию поток газа из первого слоя адсорбера может быть охлажден до низкой температуре для увеличения адсорбционной способности молекулярных сит относительно углекислого газа.
Способ, раскрытый в вышеупомянутом патенте США №3841058, тем не менее, не предлагает пригодного решения проблемы удаления воды и углекислого газа перед низкотемпературной обработкой на установке СПГ. Более конкретно, поскольку второй слой адсорбера регенерируют путем адсорбции при переменном давлением, по сути, имеет место менее полное извлечение углеводорода вследствие того обстоятельства, что адсорбция при переменном давлением обычно проводится при меньшем времени цикла, чем адсорбция при переменной температуре, например, минуты в сравнении с часами, и, следовательно, углеводородный сырьевой газ, который остается в свободном поровом объеме после завершения адсорбционной стадии, задерживается в десорбционном выходящем потоке при сбрасывании давления над слоями адсорбера. Кроме того, так как способ адсорбции при переменной температуре обычно обеспечивает более полную регенерацию, чем та, которая возможна при адсорбции при переменном давлении, на адсорбенте, подвергнутом стадии регенерации при переменном давлении, присутствуют более высокие уровни остаточного углекислого газа. Эти более высокие остаточные уровни являются причиной более высоких уровней углекислого газа в продуктовом газе вследствие того, что концентрация углекислого газа в продуктовом газе находится в равновесии с содержанием углекислого газа в адсорбированном на адсорбенте виде у выходящего конца слоя адсорбера. Для того чтобы сохранить содержание углекислого газа низким у выходящего конца слоя адсорбера, слой адсорбента необходимо периодически восстанавливать, в то же время, уменьшение длительности циклов приводит к вышеописанным потерям. Таким образом, описываемый в вышеупомянутом патенте способ, по сравнению со способом адсорбции при переменной температуре, имеет недостатки вследствие использования во втором слое адсорбера адсорбции с переменным давлением.
Адсорбционные секции, использующие силикагели, находят применение в разных областях. В газовой промышленности одним из примеров применения силикагелей является адсорбционная сушка. Обычно используется два или более адсорберов, заполненных адсорбентом для удаления воды из природного газа, и получения сухого продуктового природного газа. Когда силикагелевый адсорбент насыщается водой, его, как правило, регенерируют, используя часть сырьевого газа или сухого продуктового газа, нагретого до высокой температуры (обычно 300°-500°F) для отделения ранее адсорбированной воды от слоя адсорбера. В промышленности существуют различные схемы рециркуляции регенерированного потока, включающего воду.
Тем не менее, более общим способом осушки в газовой промышленности является способ осушки гликолем, в котором поток гликоля, например триэтиленгликоля, вводят в контакт с потоком природного газа. Гликолевый растворитель экстрагирует воду из потока, уменьшая ее содержание в газе. Обогащенный гликолевый поток впоследствии регенерируют путем снижения давления и нагревания, после чего его нагнетают назад в виде обедненного потока для продолжения удаления воды.
Другим общим применением силикагелевых адсорбентов являются секции адсорбции тяжелых углеводородов из жирного газа. В этом применении тяжелые углеводороды адсорбируются из продуктового природного газа при соблюдении условия точки росы для углеводорода. Как и в случае удаления воды, силикагелевый адсорбент, насыщенный тяжелыми углеводородами, регенерируют путем приложения высоких температур, обычно 500°F, и использования части сырьевого потока или продуктового потока со сниженным содержанием углеводородов.
Другим примером применения силикагеля при обработке природного газа является его применение для удаления паров воды и тяжелых углеводородов вверх по течению относительно мембранной секции, применяемой для удаления СО2. Такая мембранная секция для удаления СО2 функционирует благодаря селективному прохождению СО2 со стороны высокого давления к стороне с низким давлением сквозь полимерную мембрану. Такие мембраны теряют свои очищающие качества со временем вследствие воздействия тяжелых углеводородов и способы адсорбции силикагелем, как правило, применяются для удаления как воды, так и тяжелых углеводородов. Такие мембранные секции, в общем, применяются только исключительно в качестве устройств для удаления большей части СО2 и, как правило, с последующей аминовой очисткой для заключительного удаления СО2. В этой конфигурации первая стадия обработки осуществляется в силикагель-конденсационном устройстве для удаления тяжелых углеводородов и воды, с последующей обработкой в мембранной секции для удаления большей части СО2, и обработкой в аминовой системе для удаления кислых газов. Аминовая секция в этом варианте повторно вводит водяной пар в продуктовый природный газ и, таким образом, впоследствии необходима осушка вниз по течению.
Цель настоящего изобретения заключалась в том, чтобы предложить новую и экономически выгодную систему очистки природного газа для адсорбционного удаления и извлечения тяжелых углеводородов (С4+ углеводородов, или более предпочтительно, С6+ углеводородов), воды и кислых газов. Применение объединенного способа согласно настоящему изобретению приводит к улучшенному способу удаления тяжелых углеводородов, углекислого газа, сероводорода и воды из сырого природного газа.
КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В одном аспекте настоящего изобретения предложен многостадийный адсорбционный/абсорбционный способ выделения тяжелых углеводородов, кислых газов и воды из сырьевого потока сырого природного газа. Способ включает стадии: (а) пропускание сырьевого потока сырого природного газа через первую адсорбционную ступень, содержащую слой адсорбента, селективного в отношении тяжелого углеводорода и воды, и отведение первого прошедшего адсорбцию выходящего потока, включающего осушенный природный газ и имеющего сниженное количество тяжелых углеводородов относительно сырьевого потока природного газа; (б) пропускание первого прошедшего адсорбцию выходящего потока через адсорбционную ступень, включающую очистку обедненным водным амином для удаления кислых газов таких, как углекислый газ и сероводород и отведение прошедшего адсорбцию выходящего потока, включающего поток природного газа, по существу свободного от углекислого газа и сероводородов относительно первого прошедшего адсорбцию выходящего потока; и (в) пропускание прошедшего адсорбцию выходящего потока через вторую адсорбционную ступень, включающую слой адсорбента, селективного в отношении тяжелого углеводорода и воды для получения осушенного продуктового природного газа относительно прошедшего адсорбцию выходящего потока.
В другом аспекте настоящего изобретения многостадийный адсорбционный/абсорбционный способ включает объединенный способ адсорбции при переменной температуре (TSA) для удаления тяжелых углеводородов, кислых газов и воды из сырьевого потока сырого природного газа.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
ФИГ.1 представляет схематическое изображение иллюстративного способа удаления тяжелых углеводородов, СО2, H2S, и воды из природного газа, и выступает в качестве неограничивающего примера осуществления настоящего изобретения.
ФИГ.2 представляет более детальное схематическое изображение иллюстративного способа адсорбции при переменной температуре (TSA) для удаления С4+ углеводородов, СО2, H2S, и воды из природного газа, и демонстрирует регенерацию используемого в данном случае адсорбента. ФИГ.2 выступает в качестве неограничивающего примера осуществления настоящего изобретения.
ФИГ.3 представляет схематическое изображение альтернативного варианта иллюстративного способа удаления тяжелых углеводородов, СО2, H2S, и воды из природного газа, и выступает в качестве неограничивающего примера осуществления настоящего изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Сырьевой поток сырого природного газа, обрабатываемый в соответствии с настоящим изобретением, может представлять собой любой содержащий метан газ, который может тоже включать тяжелые углеводороды, воду, углекислый газ, сероводород и, возможно, другие примеси, такие как меркаптаны. Происхождение сырьевого потока природного газа не имеет решающего значения для данного изобретения.
Настоящее изобретение направлено на новый способ удаления углекислого газа, сероводородов и тяжелых углеводородов (например, С4+ углеводородов, или более предпочтительно С6+ углеводородов) из сырьевого потока сырого природного газа. Более конкретно, настоящее изобретение направлено на многостадийный способ, включающий первую стадию, осушки и удаления тяжелых углеводородов, вторую стадию, водной аминовой очистки для удаления кислых газов, и заключительную стадию, осушки продуктового потока, выходящего из стадии водной аминовой очистки.
В общем, первая стадия способа включает адсорбционное удаление тяжелых углеводородов (например, С4+ углеводородов, или более предпочтительно С6+ углеводорода такого, как бутан, пентан, гексан, и другие более тяжелые углеводороды) и воды из сырьевого потока сырого природного газа. Одно из преимуществ этой стадии заключается в том, что более тяжелые углеводороды могут быть извлечены в виде жидкого продукта. Вторым преимуществом является то, что дальнейшая аминовая очистка осуществляется при невысоком содержании тяжелых углеводородов, что, таким образом, снижает возможное неблагоприятное пенообразование. Необязательно, извлеченный поток тяжелых углеводородов можно добавлять к продуктовому газовому потоку, таким образом, увеличивая теплоту сгорания газа (БТЕ). Другая желательная особенность настоящего изобретения состоит в регенерации адсорбента углеводородов и воды, как рассмотрено ниже.
На этой стадии можно применять любой известный адсорбент тяжелых углеводородов и/или воды, используемый в виде отдельных адсорберов последовательно или в виде адсорбера двойного предназначения, например, силикагель, оксиды алюминия, активированные угли, молекулярные сита, или их комбинации. Адсорбенты, применяемые в способе настоящего изобретения, могут использоваться в любой пригодной физической форме. Последняя включает тонкие порошки, частицы, имеющие определенную форму, например, поддающиеся псевдоожижению микросферы, гранулы, пористый материал, или композиты, закрепленные на носителях.
Пригодные адсорбенты - молекулярные сита включают цеолитные молекулярные сита, EXS сита, активированную глину и т.п. Молекулярные сита включают, например, различные формы силикоалюмофосфатов и алюмофосфатов, описанных в патентах США №4440871; 4310440; и 4567027, которые, таким образом, включены посредством ссылки. Типичными хорошо известными цеолитами, которые могут быть применены, являются, хабазит, также называемый как Цеолит D, клиноптилолит, эриоцит, фожасит, также называемый как Цеолит X, и Цеолит Y, феррьерит, морденит, Цеолит А и Цеолит Р. Другие цеолиты, которые могут быть пригодными для применения в соответствии с настоящим изобретением, имеют высокое содержание кремнезема, то есть имеют соотношение кремнезема к оксидам алюминия больше 10 и обычно больше 100, хотя такие высококремнеземные цеолиты зачастую имеют относительно низкую водоемкость. В одном варианте такой высококремнеземный цеолит является силикалитом, так как применяемый здесь термин включает как полиморфные модификации кремнезема, раскрытые в патенте США №4061724 так и F-силикаты, раскрытые в Патенте США №4073865, которые, таким образом, включены посредством ссылки.
EXS молекулярные сита отличаются от других молекулярных сит тем, что они обладают октаэдрически координированными активными центрами в кристаллической структуре. Такие молекулярные сита содержат электростатически заряженные элементы, которые являются принципиально отличными от заряженных элементов в обычных тетраэдрически координированных молекулярных сит, таких как обычные цеолиты. Члены EXS семейства сит включают, в качестве примера, ETS-4 (патент США №4938939), ETS-10 (патент США №4853202) и ETAS-10 (патент США №5244650), каждое из которых является титаносиликатом или титаноалюмосиликатом. Раскрытия каждого из перечисленных патентов включены посредством ссылки. При температурах, незначительно выше окружающей, EXS сита демонстрируют изотермы, указывающие на более активное связывание молекул органических веществ, тогда как полярные молекулы при тех же температурах показывают только минимальную адсорбцию. Вследствие этого, молекулы органических веществ, такие как алифатические и ароматические углеводороды, можно селективно адсорбировать из полярных потоков, таких как сырьевой поток природного газа, включающий вещества с полярными молекулами - H2S, СО2 и воду.
Для этих целей чрезвычайно пригодны один или несколько силикагелевых адсорбентов, которые из сырого сырьевого потока селективно адсорбируют С4+ углеводороды, но не метан. Примерами таких адсорбентов являются Sorbead®, например, Sorbead® R, Sorbead® Н и Sorbead® WS, или их комбинации, доступные от Engelhard Corp, которые имеют такие адсорбционные свойства, что наиболее сильно адсорбируется вода, а за ней следуют тяжелые углеводороды, обычно по направлению уменьшения молекулярной массы (так, гексан адсорбируется предпочтительнее пентана, который адсорбируется предпочтительнее бутана).
Вторая стадия способа осуществляется в установке очистки от кислых газов с целью удаления полярных газов, таких как сероводород и углекислый газ. Удаление кислых газов обычно успешно выполняется с помощью потока водного обедненного амина, который абсорбирует по существу весь сероводород и углекислый газ и другой кислые газы из первого прошедшего адсорбцию выходящего потока. В процессе аминовой очистки кислые газы (СО2 и H2S) реагируют с аминовым растворителем при высоком давлении с образованием слабых химических связей, причем образование этих связей позволяет осуществить удаление кислых газов во время прохождения углеводородов природного газа через растворитель, и является пригодным для снижения содержания этих нежелательных компонентов. Далее следует понимать, что возможно применение и других растворителей кислых газов, и что применение аминовых растворов, описанных здесь и проиллюстрированных на чертежах, включает применение и других таких растворителей кислых газов. Указанные обедненные растворы для удаления кислых газов могут включать алканоламиновые растворы, такие как метилдиэтаноламин, физический растворитель такой, как сульфолан, Selexol®, N-метилпирролидон, смесь алканоламина с физическим растворителем, таким как раствор сульфинола, неорганический растворитель такой, как карбонат калия, органический растворитель, такой как пропиленкарбонат, органический растворитель в комбинации с алканоламином или любые другие разбавленные органические соединения, такие как пиперазин или гидроксиэтилпиперазин.
Аминовые растворители согласно настоящему изобретению являются обычно водными растворами, и, таким образом, продуктовый поток природного газа после аминовой очистки является насыщенным водой. Поэтому третья стадия способа включает осушку выходящего после аминовой очистки продуктового потока с получением сухого продуктового потока природного газа. Это требует проведения процесса осушки после аминовой очистки. В общем, эту стадию осушки можно осуществить любым известным методом осушка потока газа. В предпочтительном варианте вода может быть адсорбирована селективным в отношении воды адсорбентом, например Sorbead®, ранее применяемым для удаления углеводорода и воды из сырьевого потока природного газа. Таким образом, рассмотренный объединенный способ является удобным и эффективным.
Трехстадийный способ в соответствии с настоящим изобретением, описанный выше, то есть адсорбция тяжелых углеводородов и воды, очистка обедненным водным амином и последующая осушка путем адсорбции, может быть объединен, как показано на ФИГ.1. На ФИГ.1 сырой поток природного газа 2, включающий метан, углекислый газ и углеводороды такие, как этан, пропан, бутан, пентан, более тяжелые углеводороды, и воду направляют в адсорбционную систему 4, которая включает адсорбент, селективный в отношении тяжелого углеводорода и воды. В альтернативном варианте адсорбционная система может содержать один или несколько адсорбентов, селективных в отношении тяжелых углеводородов и воды. В определенной точке эта первая адсорбционная стадия, включающая адсорбцию воды и тяжелых углеводородов, заканчивается, таким образом, образуя первый прошедший адсорбцию выходящий поток 6, который является осушенным и, по существу, свободным от тяжелых углеводородов потоком природного газа. Обычно, поток 6 имеет высокое содержание метана. Первый прошедший адсорбцию выходящий поток 6 содержит природный газ со сниженным содержанием тяжелых углеводородов и кислых газов, таких как СО2 и H2S, которые можно удалять при помощи абсорбера аминовой очистки 12. Первый прошедший адсорбцию выходящий поток 6 направляют в нижнюю часть абсорбера аминовой очистки 12. Обедненный водный раствор амина из линии 14 стекает из верхней части абсорбера аминовой очистки 12 противотоком к потоку первого прошедшего адсорбцию выходящего потока 6 и абсорбирует из потока природного газа кислые газы, такие как сероводород и углекислый газ. Удаление углекислого газа и сероводорода дает поток 18 продуктового природного газа, выходящий из секции аминовой очистки, свободный от этих кислых газов. Второй отходящий поток 16 в виде богатого аминового раствора (включающего кислые газы, такие как СО2 и H2S) покидает абсорбер аминовой очистки 12 из нижней части абсорбера. Так как обедненный водный аминовый раствор, использованный в абсорбере аминовой очистки 12 представляет собой смесь с жидкой водой, продуктовый поток природного газа 18 после аминовой очистки насыщен водой. Для удаления этой воды, продуктовый поток природного газа 18 после аминовой очистки опять подвергают осушке посредством адсорбционной системы 4, которая содержит адсорбент, селективный в отношении тяжелых углеводородов и воды, как описано ранее. Эта стадия осушки приводит к образованию продуктового потока природного газа 20, который является осушенным газовым потоком метана, свободным от кислых газов и тяжелых углеводородов. Необязательно, адсорбент адсорбционной системы 4 может быть десорбирован и регенерирован перед второй адсорбцией воды, что приводит к образованию первого отходящего газового потока 8. Неизвлечение тяжелых углеводородов из отходящего газового потока 8 приводит к потерям теплотворной способности, так же как и химической ценности. Отходящий газовый поток 8 может быть охлажден до конденсации тяжелых углеводородов, и может быть необязательно рециркулирован назад в сырьевой поток сырого природного газа 2 посредством линии 10 для возмещения любых потерь метана в отходящем газовом потоке 8.
ФИГ. 3 иллюстрирует способ данного изобретения, который может включать использование мембраны для удаления большей части кислых газов перед осуществлением аминовой очистки. Такой способ может быть пригодным, если содержание СО2 в потоке природного газа составляет, по меньшей мере, 10 объемных %. Как показано на ФИГ. 3, сырой поток природного газа 60, включающий метан, углекислый газ, более тяжелые углеводороды и воду, направляют в адсорбционную систему 62, которая содержит селективный в отношении тяжелого углеводорода и воды адсорбент. В определенной точке эта первая адсорбционная стадия, включающая адсорбцию воды и тяжелых углеводородов, заканчивается, таким образом, образуя первый прошедший адсорбцию выходящий поток 64, который является по существу осушенным и свободным от тяжелых углеводородов потоком природного газа. Первый прошедший адсорбцию выходящий поток 64 содержит природный газ с пониженным содержанием тяжелых углеводородов наряду с кислыми газами, такими как СО2 и H2S, которые могут быть удаленны при помощи мембраны 66, удаляющей большую часть кислых газов. Мембраны, удаляющие большую часть кислых газов, которые хорошо известны в уровне техники (см., например, патенты США 4130403; 4639257 и 5233837), действуют путем селективного прохождения СО2 со стороны высокого давления к стороне с низким давлением сквозь полимерную мембрану. Например, мембрана 66, может быть выбрана из группы, состоящей из полисульфона, полиимида, полиамида, стеклообразного полимера и ацетата целлюлозы. Удаление кислых газов с помощью мембраны 66 приводит к образованию второго выходящего потока 68, который имеет сниженное содержание кислых газов относительно потока 64 и потока отходящих кислых газов 67. Остающиеся стадии этого способа являются подобными ранее показанным на ФИГ.1. Кратко, для по существу полного удаления остающихся кислых газов используют абсорбер аминовой очистки 70. На этой стадии второй выходящий поток 68 пропускают через абсорбер аминовой очистки 70. Обедненный водный раствор амина из линии 72 течет противотоком к первому адсорбционному выходящему потоку 68 и абсорбирует кислые газы из потока природного газа, таким образом, образуя продуктовый выходящий поток природного газа 76. Второй отходящий поток 74, обогащенный аминовый раствор (включающий кислые газы), покидает абсорбер аминовой очистки 70. Продуктовый поток природного газа 76 после аминовой очистки насыщен водой. Для удаления этой воды продуктовый поток природного газа 76 один раз вновь подвергают осушке с помощью адсорбционной системы 62, которая содержит селективный в отношении тяжелых углеводородов и воды адсорбент, как описано ранее. Эта стадия осушки приводит к образованию продуктового потока природного газа 78, который является потоком осушенного метана, по существу свободного от кислых газов, и тяжелых углеводородов. Адсорбент адсорбционной системы 62 может быть десорбирован и регенерирован, что приводит к образованию первого потока выходящего потока 80. Неизвлечение тяжелых углеводородов из потока отходящего потока 80 приводит к потерям теплотворной способности, так же как и химической ценности. Соответственно, отходящий газовый поток 80 может быть охлажденный до конденсации и улавливания тяжелых углеводородов, и затем рециркулирован в сырьевой поток сырого природного газа 60 посредством линии 82 для возмещения любых потерь метана в потоке выходящего потока 80.
Способ адсорбции согласно настоящему изобретению, применяемый для удаления воды и углеводородов из природного газа, может быть завершен способом адсорбции при переменной температуре. Способ адсорбции при переменной температуре является в общем известным из уровня техники способом, применяемым для всевозможных процессов адсорбционного разделения. Обычно, в способе адсорбции при переменной температуре используют стадии адсорбции при низкой температуре, регенерации при повышенной температуре с использованием нагретого продувочного газа, и последующего охлаждения до температуры адсорбции. Один из способов сушки газов, в общем типичный способу адсорбции при переменной температуре, описан в патенте США №4484933, выданном на имя Cohen. Патент описывает сущность стадий процесса при переменной температуре, связанного с применением вспомогательного адсорбирующего слоя для улучшения стадии регенерации. Способ адсорбции при переменной температуре зачастую применяется для сушки газов и жидкостей и для очистки, при необходимости удаления следов примесей. Зачастую способ адсорбции при переменной температуре используется, когда подлежащие адсорбции компоненты, например вода, прочно адсорбируются на адсорбенте и, таким образом, для регенерации необходима адсорбента повышенная температура.
Соответственно, температуры, применяемые во время способа настоящего изобретения, имеют существенное значение для последнего, в частности для осуществления регенерации. В способе адсорбции при переменной температуре температура регенерации должна быть выше, чем температура адсорбции для того, чтобы достичь десорбции воды и высших углеводородов. На первой стадии - адсорбции, на которой используется адсорбент для адсорбции воды и тяжелых углеводородов из сырьевого потока сырого природного газа, температуру предпочтительно поддерживают меньше, чем в 150°F, и более предпочтительно от около 60° до около 120°F. На стадии десорбции настоящего изобретения тяжелые углеводороды и вода, адсорбированные адсорбентом на первой стадии, при температуре предпочтительно от около 300° до около 550°F высвобождаются из адсорбента, и, таким образом, происходит регенерация последнего.
На этой стадии регенерации часть одного из газовых потоков настоящего изобретения, например, сырьевого потока сырого природного газа, продуктового потока, выходящего из адсорбционной секции или отходящего потока, образованного при вышерассмотренной дальнейшей обработке, может быть нагрета и нагретый поток циркулирован через адсорбент для десорбирования адсорбированных компонентов. Особенно пригодным для регенерации адсорбента является нагретый продувочный поток, включающий нагретый сырой поток природного газа. Альтернативно, может быть использован продувочный поток, не являющийся продуктом какой-либо стадии настоящего изобретения. Регенерация может быть проведена в сопутствующем направлении или противотоке относительно направления прохождения потока при проведении указанной стадии адсорбции.
Проведение стадий адсорбции и регенерации осуществляется, в общем, при повышенных давлениях, составляющих 800-1200 фунтов на кв. дюйм. Обычно, адсорбцию тяжелых углеводородов и воды ведут при давлении, близком к давлению сырьевого потока, а стадии регенерации могут проводиться приблизительно при давлении адсорбции или при более низком давлении. Когда часть прошедшего адсорбцию выходящего потока применяется в виде продувочного газа, одной из предпочтительных особенностей изобретения является то, что регенерацию проводят при давлении около давления адсорбции, особенно, например, когда отходящий или продувочный поток вновь вводится в сырой поток природного газа. Тем не менее, важно отметить, что хотя снижение давления может содействовать регенерации адсорбента, регенерацию главным образом проводят термически.
В TSA способе, сырьевой поток сырого природного газа пропускают через адсорбционную систему, осуществляя три стадии: (1) воду и тяжелые углеводороды удаляют путем адсорбции адсорбентом, селективным для указанных тяжелых углеводородов и воды; (2) кислые газы удаляют путем аминовой очистки с помощью обедненного водного раствора амина; и (3) выходящий продуктовый поток после аминовой очистки обезвоживают путем адсорбции на адсорбенте, селективном в отношении воды. В предпочтительном варианте первая (1) и вторая (3) стадии адсорбции осуществляются в вышеупомянутой TSA секции. Особенно пригодными адсорбентами для применения в TSA секции являются один или несколько силикагелей, предпочтительно Sorbead® R, Sorbead® Н, или Sorbead® WS, или их комбинации.
Более конкретно, способ осуществляется в четырех или более идентичных колоннах, каждая из которых включает вышеупомянутый адсорбент. В любой момент времени, две из этих колонн вовлечены в процессы адсорбции, одна - в доаминовую очистку для адсорбции тяжелых углеводородов и воды, а другая - в послеаминовую очистку для адсорбции воды из потока, вышедшего из установки аминовой очистки. Одна из оставшихся двух колонн вовлечена в процесс регенерации с использованием нагретого потока продувочного газа для высвобождения ранее адсорбированных тяжелых углеводородов и воды из адсорбента, как описано ранее, а другая находится в процессе охлаждения после процесса регенерации, обычно с использованием холодного газового потока. В одном варианте сырьевой поток сырого природного газа применяется для охлаждения адсорбционной колонны после термической регенерации. Выходящий после этого процесса охлаждения поток может затем быть нагрет внешним тепловым источником, например, огневым подогревателем до 300-550°F, и перенаправлен через другую адсорбционную колонну, тем самым, вынуждая адсорбент высвобождать захваченный тяжелые углеводороды и воду в отходящий газовый поток, таким образом, регенерируя адсорбционную колонну для дальнейших циклов адсорбции.
Соответственно, первая и вторая стадия адсорбции, стадии десорбции и охлаждения согласно настоящему изобретению осуществляются как многократные синхронизированные циклы адсорбции и десорбции. Длительность циклов, осуществляемых на первой и второй стадиях адсорбции, стадии десорбции и стадии охлаждения, не является решающей для способа, за исключением того, что длительный период может требовать больших количеств адсорбента. Обычная длительность циклов составляет от 30 минут до 4 часов.
Более характерные параметры способа согласно изобретению, что касается осуществления объединенного TSA способа удаления тяжелых углеводородов, воды, углекислого газа и сероводорода из потока сырого природного газа, раскрыты далее посредством ссылки на ФИГ.2. На ФИГ.2 изображена TSA система 34, включающая четыре колонны 26, 28, 30 и 32. В течение четырех часов суммарного технологического цикла, каждая из TSA колонн поочередно проходит через следующие стадии способа: (1) первая стадия адсорбции, доаминовая очистка, удаление тяжелых углеводородов и воды; (2) вторая стадия адсорбции, послеаминовая очистка, удаление воды; (3) тепловая регенерация нагретым потоком; и (4) охлаждение потоком газа с низкой температурой. Таким образом, в любой момент времени в непрерывном способе очистки две из колонн, представленные колоннами 26 и 28, вовлечены в процессы адсорбции, и, соответственно, остающиеся две, представленные колоннами 30 и 32 соответственно, вовлечены в процессы регенерации и охлаждения.
Ссылаясь на ФИГ.2, сырой поток природного газа 24, включающий метан, углекислый газ и углеводороды, такие как этан, пропан, бутан и более тяжелые углеводороды, направляют в систему 34 TSA адсорбции, включающую четыре отдельные и идентичные колонны, каждая из которых включает идентичный адсорбент, селективный в отношении тяжелых углеводородов и воды. В одном варианте адсорбентом тяжелых углеводородов и воды является силикагель, например, Sorbead® R, Sorbead® Н или Sorbead® WS. В альтернативном варианте может быть использован один или несколько силикагелей, например, комбинация одного или нескольких Sorbead® R, Sorbead® Н и Sorbead® WS. Адсорбция воды и тяжелых углеводородов адсорбентом в колонне 26 из сырьевого потока сырого природного газа 24 приводит к первому прошедшему адсорбцию выходящему потоку 36, который является осушенным, по существу свободным от тяжелых углеводородов потоком метана. В дополнение к обогащенному метану первый прошедший адсорбцию выходящий поток 36 также содержит кислые газы, такие как СО2 и H2S, которые могут быть впоследствии удалены при помощи абсорбера аминовой очистки 38. Удаление тяжелых углеводородов перед аминовой очисткой является предпочтительным не только по экономическим соображениям, но также и с взгляда на то, что углеводород может вызывать вспенивание во время аминовой очистки, таким образом, снижая продуктивность взаимодействия газа и амина, необходимую для снижения содержания углекислого газа. Первый прошедший адсорбцию выходящий поток 36 пропускают через линию 37 в нижнюю часть абсорбера аминовой очистки 38. Обедненный водный раствор амина 40 стекает из верхней части абсорбера 38 противотоком к потоку первого прошедшего адсорбцию выходящего потока 36 и абсорбирует из потока природного газа кислые газы, такие как сероводород и углекислый газ. Аминовая очистка приводит к образованию продуктового потока природного газа 42, выходящего из абсорбера аминовой очистки 38, по существу свободного от кислых газов, таких как СО2 и H2S. Так как используемый в абсорбере аминовой очистки 38 аминовый растворитель представляет собой смесь с жидкой водой, продуктовый поток природного газа 42 после аминовой очистки насыщен водой. Для удаления этой воды продуктовый поток природного газа 42 после аминовой очистки направляют на осушку по линии 29 в колонну 28, которая включает селективный в отношении тяжелых углеводородов и воды адсорбент, как описано ранее. Продуктовый поток природного газа 42 после аминовой очистки пропускают через адсорбционную колонну 28, где вода и тяжелые углеводороды адсорбируются из второго прошедшего адсорбцию выходящего потока 42, что таким образом приводит к образованию продуктового потока природного газа 44, который включает осушенный природный газ, по существу свободный от тяжелых углеводородов и кислых газов. Вторая адсорбционная стадия удаления воды вниз по течению после аминовой очистки может привести к вытеснению некоторого количества тяжелых углеводородов и попаданию этого дополнительного количества тяжелых углеводородов в продуктовый поток природного газа 44, тем не менее, продуктовый поток природного газа 44 по-прежнему является по существу свободным от тяжелых углеводородов.
Колонны 30 и 32 отображают процессы регенерации и охлаждения, которые имеют место во время осуществления TSA способов в каждой из адсорбционных колонн. Термическая регенерация описана со ссылкой на колонну 30 и осуществляется путем нагревания сырьевого потока сырого природного газа 24 до температуры, по меньшей мере, 300°F используя, например, огневой подогреватель 48, и пропускания получающегося в результате нагретого газового потока 50 по линии 51 через колонну 30. Регенерация адсорбционной колонны 30 приводит к образованию отходящего или продувного газового потока 52, включающего тяжелые углеводороды и воду. Отходящий или продувной газовый поток может быть охлажден для частичной конденсации воды и тяжелых углеводородов в поток жидкости, который может быть удален из процесса. Необязательно, отходящей или продувной газовый поток 52 может быть рециркулирован назад в сырьевой поток сырого природного газа 24 по линии 54. Охлаждение предпочтительно выполняют, используя сырьевой поток сырого природного газа 24 перед любым нагреванием указанного потока. Процесс охлаждения отображен колонной 32. Следовательно, например, поток природного газа 24 может быть пропущен через колонну 32 по линии 31, таким образом, охлаждая колонну 32 перед использованием в качестве адсорбера для адсорбции тяжелых углеводородов и воды. После того, как каждая колонна регенерирована и охлаждена, колонна может быть переведена в исходное положение системы TSA, отображенное колонной 26, что позволяет осуществлять объединенный способ очистки непрерывно. Необязательно, выходящий поток из колонны 32 охлаждения может быть пропущен через подогреватель 48 по линии 46, а нагретый газовый поток 50 применяться для термической регенерации, как описано ранее.
В альтернативном варианте, в случае, если поток сырого природного газа имеет низкое содержание тяжелых углеводородов, первая стадия адсорбции может быть пропущена и сырьевой поток сырого природного газа может быть направлен непосредственно на стадию аминовой очистки. Способ согласно этому варианту может быть осуществлен, как описано ранее, начиная с аминовой очистки.

Claims (9)

1. Способ очистки сырьевого потока сырого природного газа, который включает следующие стадии:
(1) пропускание указанного сырьевого потока сырого природного газа через секцию адсорбции, содержащую адсорбент, селективный для удаления тяжелых углеводородов и воды из указанного сырьевого потока природного газа, и таким образом образование первого выходящего потока;
(2) введение указанного первого выходящего потока в контакт с водным аминовым абсорбентом, где указанный водный аминовый абсорбент удаляет кислые газы из указанного первого выходящего потока, таким образом, образование продуктового потока природного газа, имеющего меньшее, чем в указанном первом выходящем потоке, содержание кислых газов;
(3) рециркулирование указанного продуктового потока природного газа через указанную секцию адсорбции, содержащую адсорбент, селективный для удаления воды; и
(4) сбор продуктового потока природного газа, содержащего меньшее, чем в указанном потоке сырого природного газа, количество воды и тяжелых углеводородов.
2. Способ по п.1, где указанный адсорбент, селективный для удаления тяжелых углеводородов и воды выбирают из группы, состоящей из силикагелей, молекулярных сит, активированных оксидов алюминия и активированных углей, или их комбинаций.
3. Способ по п.2, где указанный адсорбент представляет собой один или несколько силикагелей.
4. Способ по п.1, где указанный адсорбент в указанной секции адсорбции регенерируют путем высвобождения адсорбированных тяжелых углеводородов и воды, используя нагретый продувочный поток.
5. Способ по п.4, где указанный адсорбент в указанном секции адсорбции регенерируют, используя нагретый сырьевой поток сырого природного газа, где указанная регенерация приводит к образованию отходящего потока, включающего тяжелые углеводороды.
6. Способ по п.5, где указанный отходящий поток рециркулируют в указанный продуктовый поток сырого природного газа.
7. Способ по п.5, где указанный отходящий газовый поток охлаждают для частичной конденсации воды и тяжелых углеводородов, приводящей к образованию потока паров, по существу со сниженным содержанием воды и тяжелых углеводородов.
8. Способ по п.1, где между указанной секцией адсорбции и указанным водным аминовым абсорбентом дополнительно помещена мембрана, применяемая для удаления большей части кислых газов.
9. Система очистки природного газа, предназначенная для осушки и удаления тяжелых углеводородов из потока сырого природного газа, включающая
(1) первую адсорбционную секцию, включающую первый адсорбент, селективный для адсорбции тяжелых углеводородов и воды;
(2) абсорбер аминовой очистки для абсорбции кислых газов для получения выходящего потока со сниженным содержанием кислых газов, менее чем в указанном потоке сырого природного газа;
(3) устройства для направления потока из указанной первой адсорбционной секции в указанный абсорбер аминовой очистки; и
(4) устройства для направления указанного выходящего потока со сниженным содержанием кислых газов в указанную первую адсорбционную секцию, включающую второй адсорбент, селективный для удаления воды.
RU2008103606/04A 2005-07-06 2006-07-05 Объединенный способ удаления тяжелых углеводородов, аминовой очистки и осушки RU2408664C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/175,460 US7442233B2 (en) 2005-07-06 2005-07-06 Integrated heavy hydrocarbon removal, amine treating and dehydration
US11/175,460 2005-07-06

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2008103606A RU2008103606A (ru) 2009-08-20
RU2408664C2 true RU2408664C2 (ru) 2011-01-10

Family

ID=37559570

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2008103606/04A RU2408664C2 (ru) 2005-07-06 2006-07-05 Объединенный способ удаления тяжелых углеводородов, аминовой очистки и осушки

Country Status (6)

Country Link
US (2) US7442233B2 (ru)
EP (1) EP1920032A2 (ru)
AU (1) AU2006265026B2 (ru)
CA (1) CA2614275C (ru)
RU (1) RU2408664C2 (ru)
WO (1) WO2007005979A2 (ru)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9708557B2 (en) 2012-06-15 2017-07-18 Dow Global Technologies Llc Process for the treatment of liquefied hydrocarbon gas using 2-amino-2(hydroxymethyl) propane-1,3-diol compounds
RU2634711C2 (ru) * 2012-02-01 2017-11-03 Басф Корпорейшн Способ удаления тяжелых углеводородов
RU2756180C1 (ru) * 2018-03-29 2021-09-28 Праксайр Текнолоджи, Инк. Избирательный по скорости/кинетически избирательный цикл процесса адсорбции на множестве слоев

Families Citing this family (91)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7442233B2 (en) * 2005-07-06 2008-10-28 Basf Catalysts Llc Integrated heavy hydrocarbon removal, amine treating and dehydration
CA2674618C (en) * 2007-01-19 2015-02-10 Exxonmobil Upstream Research Company Integrated controlled freeze zone (cfz) tower and dividing wall (dwc) for enhanced hydrocarbon recovery
EP2217683A4 (en) * 2007-11-01 2011-11-23 Univ Michigan DESULFURATION OF NATURAL GAS
US7803215B2 (en) * 2007-12-12 2010-09-28 Uop Llc Adsorber for pretreatment of natural gas containing bulk hydrogen sulfide
DE102008015081A1 (de) * 2008-03-19 2009-10-01 Dge Dr.-Ing. Günther Engineering Gmbh Verfahren und Vorrichtung zur Aufbereitung von Klärgas zu Brenngas
US20110144407A1 (en) * 2008-05-30 2011-06-16 Adriaan Pieter Houtekamer Process for producing purified hydrocarbon has
JP5566448B2 (ja) 2009-03-25 2014-08-06 フルオー・テクノロジーズ・コーポレイシヨン 高圧酸性ガスを除去するための改良された構成および方法
CA2759037C (en) 2009-04-20 2018-09-25 Exxonmobil Upstream Research Company Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream, and method of removing acid gases
JP2013500382A (ja) * 2009-07-30 2013-01-07 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 重炭化水素及び酸性ガスを炭化水素ガス流から除去するためのシステム及び方法
MX338686B (es) 2009-09-09 2016-04-27 Exxonmobil Upstream Res Co Sistema criogenico para remover gases acidos de una corriente de gas de hidrocarburo.
EP2482959A4 (en) * 2009-09-29 2013-11-06 Fluor Tech Corp GAS CLEANING CONFIGURATIONS AND METHODS
AU2012202100B2 (en) * 2009-09-29 2013-08-01 Fluor Technologies Corporation Gas purification configurations and methods
US8221524B2 (en) * 2009-10-23 2012-07-17 Guild Associates, Inc. Oxygen removal from contaminated gases
IN2012DN05187A (ru) * 2009-12-18 2015-10-23 Danisco Us Inc
JP5817080B2 (ja) 2010-01-22 2015-11-18 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー ガス流からの酸性ガスの除去並びに二酸化炭素捕捉及び隔離
MX2012008667A (es) 2010-02-03 2012-08-23 Exxonmobil Upstream Res Co Sistema y metodos para usar liquido frio para remover componentes gaseosos solidificables de flujos de gas de proceso.
US8414683B2 (en) * 2010-05-28 2013-04-09 Uop Llc Integrated process for floating liquefied natural gas pretreatment
US8454727B2 (en) 2010-05-28 2013-06-04 Uop Llc Treatment of natural gas feeds
DE102010030485A1 (de) * 2010-06-24 2011-12-29 Dbi - Gastechnologisches Institut Ggmbh Freiberg Verfahren zur Abtrennung von C2+-Kohlwasserstoffen aus Erdgas oder Erdölbegleitgas unter Einsatz von Membranen
US8388732B2 (en) * 2010-06-25 2013-03-05 Uop Llc Integrated membrane and adsorption system for carbon dioxide removal from natural gas
US8282709B2 (en) 2010-06-29 2012-10-09 The Governors Of The University Of Alberta Removal of ethane from natural gas at high pressure
US8282707B2 (en) 2010-06-30 2012-10-09 Uop Llc Natural gas purification system
EP2598817A4 (en) 2010-07-30 2018-07-25 Exxonmobil Upstream Research Company Cryogenic systems for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream using co-current separation devices
US9815751B2 (en) * 2011-01-19 2017-11-14 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Hydrocarbon and oxygenate conversion by high severity pyrolysis to make acetylene and ethylene
US9945608B2 (en) 2011-08-02 2018-04-17 Air Products And Chemicals, Inc. Natural gas processing plant
US20130220118A1 (en) * 2012-02-29 2013-08-29 Generon Igs, Inc. Separation of gas mixtures containing condensable hydrocarbons
US9964352B2 (en) 2012-03-21 2018-05-08 Exxonmobil Upstream Research Company Separating carbon dioxide and ethane from a mixed stream
US8685146B2 (en) * 2012-05-01 2014-04-01 Uop Llc Processes and apparatuses for preparing liquified natural gas
MY175798A (en) * 2012-05-08 2020-07-09 Petroliam Nasional Berhad Petronas Method and system for removing carbon dioxide from hydrocarbons
US20140033762A1 (en) * 2012-08-03 2014-02-06 Air Products And Chemicals, Inc. Heavy Hydrocarbon Removal From A Natural Gas Stream
US20140058150A1 (en) * 2012-08-21 2014-02-27 Uop Llc Removal of nitrogen containing compounds and methane conversion process using a supersonic flow reactor
US20140058094A1 (en) * 2012-08-21 2014-02-27 Uop Llc Heavy hydrocarbon removal and methane conversion process using a supersonic flow reactor
US9823016B2 (en) 2013-12-06 2017-11-21 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of modifying a liquid level during start-up operations
US9752827B2 (en) 2013-12-06 2017-09-05 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of maintaining a liquid level in a distillation tower
CN105722572B (zh) 2013-12-06 2017-08-22 埃克森美孚上游研究公司 用喷射组件分离烃和杂质的方法和装置
WO2015084497A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of dehydrating a feed stream processed in a distillation tower
US9874395B2 (en) 2013-12-06 2018-01-23 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for preventing accumulation of solids in a distillation tower
US9562719B2 (en) 2013-12-06 2017-02-07 Exxonmobil Upstream Research Company Method of removing solids by modifying a liquid level in a distillation tower
AU2014357665B2 (en) 2013-12-06 2017-06-22 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating a feed stream using radiation detectors
AU2014357667B2 (en) 2013-12-06 2017-10-05 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for separating a feed stream with a feed stream distribution mechanism
MY177768A (en) 2013-12-06 2020-09-23 Exxonmobil Upstream Res Co Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a heating mechanism to destabilize and/or prevent adhesion of solids
CN103805293A (zh) * 2014-02-27 2014-05-21 四川天一科技股份有限公司 脱水与脱苯联合再生工艺
WO2015156971A1 (en) 2014-04-09 2015-10-15 Exxonmobil Upstream Research Company Methods and systems for purifying natural gases
US20150302138A1 (en) * 2014-04-18 2015-10-22 Chevron U.S.A. Inc. Natural gas dehydration vessel having reduced regeneration mode cycle time and method of use and design thereof
US9453174B2 (en) 2014-06-26 2016-09-27 Uop Llc Apparatuses and methods for removing impurities from a hydrocarbon stream
WO2016036344A1 (en) * 2014-09-02 2016-03-10 GE Oil & Gas, Inc. Low pressure ethane liquefaction and purification from a high pressure liquid ethane source
MY184436A (en) 2015-02-27 2021-04-01 Exxonmobil Upstream Res Co Reducing refrigeration and dehydration load for a feed stream entering a cryogenic distillation process
US10639583B2 (en) 2015-06-17 2020-05-05 Basf Corporation Adsorbent for hydrocarbon recovery
US20170015433A1 (en) * 2015-07-14 2017-01-19 Hamilton Sundstrand Corporation Protection system for polymeric air separation membrane
CA2994812C (en) 2015-09-18 2020-03-10 Exxonmobil Upstream Research Company Heating component to reduce solidification in a cryogenic distillation system
WO2017052922A2 (en) 2015-09-24 2017-03-30 Exxonmobil Upstream Research Company Treatment plant for hydrocarbon gas having variable contaminant levels
US20170157555A1 (en) * 2015-12-03 2017-06-08 Air Liquide Advanced Technologies U.S. Llc Method and system for purification of natural gas using membranes
US10143961B2 (en) 2015-12-03 2018-12-04 Air Liquide Advanced Technologies U.S. Llc Method and system for purification of natural gas using membranes
CN108463280A (zh) 2015-12-03 2018-08-28 液体空气先进技术美国有限责任公司 用于使用膜净化天然气的方法和系统
US10445326B2 (en) * 2015-12-31 2019-10-15 Samsung Electronics Co., Ltd. Searching based on application usage
RU2018136053A (ru) * 2016-03-14 2020-04-15 Хальдор Топсёэ А/С Способ и устройство для получения метансодержащего газа
MX2018011641A (es) 2016-03-30 2019-01-10 Exxonmobil Upstream Res Co Fluido de yacimiento auto-generado para recuperacion de petroleo mejorada.
US10989469B2 (en) 2016-07-13 2021-04-27 Fluor Technologies Corporation Heavy hydrocarbon removal from lean gas to LNG liquefaction
US10434458B2 (en) * 2016-08-31 2019-10-08 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto
WO2018118422A1 (en) * 2016-12-23 2018-06-28 Basf Corporation Natural gas liquids recovery process
CA3090944A1 (en) 2017-02-08 2018-08-16 Upstream Data Inc. Blockchain mine at oil or gas facility
US10358614B2 (en) * 2017-02-09 2019-07-23 Fluor Technologies Corporation Two-stage absorption for acid gas and mercaptan removal
CN106621692A (zh) * 2017-03-06 2017-05-10 成都赛普瑞兴科技有限公司 一种联合再生净化系统及净化方法
US10179310B2 (en) * 2017-03-31 2019-01-15 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Natural-gas purification apparatus
JP6994331B2 (ja) * 2017-09-13 2022-01-14 日立造船株式会社 熱利用型ガス精製システム
US10589215B2 (en) 2017-09-21 2020-03-17 Air Liquide Advanced Technologies U.S. Llc Production of biomethane using multiple types of membrane
US10363517B2 (en) * 2017-10-09 2019-07-30 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods to dehydrate high acid gas streams using membranes in an oil and gas processing plant
FR3078897B1 (fr) * 2018-03-18 2022-05-06 Arkema France Procede de decarbonatation de flux gazeux
US11260337B2 (en) 2018-03-29 2022-03-01 Uop Llc Process for the removal of carbon dioxide and heavy hydrocarbons
US11378332B2 (en) 2018-06-29 2022-07-05 Exxonmobil Upstream Research Company Mixing and heat integration of melt tray liquids in a cryogenic distillation tower
US11306267B2 (en) 2018-06-29 2022-04-19 Exxonmobil Upstream Research Company Hybrid tray for introducing a low CO2 feed stream into a distillation tower
US10850225B2 (en) * 2018-07-17 2020-12-01 Uop Llc Processes for removing heavy hydrocarbons and water from a stream of natural gas
EP3985481A1 (en) * 2018-08-01 2022-04-20 Crusoe Energy Systems Inc. Systems and methods for generating and consuming power from natural gas
US10882004B2 (en) * 2018-08-23 2021-01-05 Uop Llc Reducing peak compositions in regeneration gas for swing adsorption processes
US12220690B2 (en) 2019-03-01 2025-02-11 United Laboratories International, Llc Method of equipment decontamination
US11786893B2 (en) 2019-03-01 2023-10-17 United Laboratories International, Llc Solvent system for cleaning fixed bed reactor catalyst in situ
WO2020227811A1 (en) 2019-05-15 2020-11-19 Upstream Data Inc. Portable blockchain mining system and methods of use
CN110295072B (zh) * 2019-05-30 2021-06-25 中石化石油机械股份有限公司研究院 小型撬装化的天然气净化装置及净化方法
CN110408446B (zh) * 2019-08-01 2021-03-16 兰文旭 膜分离与变温吸附组合的液化天然气预处理设备和方法
EP3808431A1 (en) 2019-09-12 2021-04-21 Basf Se Process and plant for deacidifying a fluid stream comprising sulfur compounds, including organic sulfur compounds
CA3076653A1 (en) 2020-03-21 2021-09-21 Upstream Data Inc. Portable blockchain mining systems and methods of use
EP3900809A1 (en) * 2020-04-23 2021-10-27 Linde GmbH Process and apparatus for removing unwanted components from a gas mixture
AU2021264073A1 (en) * 2020-05-01 2022-12-01 Basf Corporation Adsorbent bed with increased hydrothermal stability
US11112174B1 (en) * 2020-08-26 2021-09-07 Next Carbon Solutions, Llc Devices, systems, facilities, and processes for liquefied natural gas production
CN112300844B (zh) * 2020-11-13 2022-02-18 大庆市中瑞燃气有限公司 一种lng液化重烃脱除方法
US12492156B2 (en) * 2020-12-18 2025-12-09 Basf Corporation Hydrocarbon recovery unit with recycle loop for adsorbent bed regeneration
EP4306202A1 (de) * 2022-07-11 2024-01-17 Linde GmbH Verfahren und anlage zur behandlung eines gasstromes mit einer aminlösung
EP4311594A1 (en) * 2022-07-29 2024-01-31 Linde GmbH Method and apparatus for temperature swing adsorption
US11738302B1 (en) 2023-01-17 2023-08-29 Unconventional Gas Solutions, LLC Method of generating renewable natural gas
EP4454736A1 (en) 2023-04-25 2024-10-30 Unconventional Gas Solutions, LLC Method of acid gas removal from hydrocarbon gases
US20250197792A1 (en) * 2023-12-19 2025-06-19 Lanzatech, Inc. Integration of adsorption device and gas fermentation

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE1669328A1 (de) * 1967-04-15 1971-04-15 American Messer Corp Gasreinigungsverfahren fuer Erdgas-Verfluessigungsanlagen
US5840099A (en) * 1997-09-16 1998-11-24 Air Products And Chemicals, Inc. Process for the removal of water, CO2, ethane and C3 + hydrocarbons from a gas stream
RU2176266C1 (ru) * 2000-03-27 2001-11-27 Дочернее открытое акционерное общество "Гипрогазцентр" Способ очистки и осушки природного и попутного нефтяного газов с высоким содержанием сероводорода
RU2227060C2 (ru) * 1998-06-29 2004-04-20 Басф Акциенгезельшафт Способ удаления газовых компонентов кислотного характера из газов

Family Cites Families (56)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE1494785B1 (de) * 1965-09-16 1970-07-09 Black Sivalls & Bryson Inc Verfahren zur Aufarbeitung von Naturgas
US3728844A (en) * 1971-08-19 1973-04-24 Continental Oil Co Vapor adsorption process
GB1419380A (en) 1972-03-03 1975-12-31 British Gas Corp Purification of natural gas
US3751878A (en) 1972-10-20 1973-08-14 Union Carbide Corp Bulk separation of carbon dioxide from natural gas
US4061724A (en) 1975-09-22 1977-12-06 Union Carbide Corporation Crystalline silica
US4070165A (en) 1975-12-15 1978-01-24 Uop Inc. Pretreatment of raw natural gas prior to liquefaction
US4150962A (en) 1975-12-15 1979-04-24 Uop Inc. Pretreatment of raw natural gas prior to liquefaction
US4073865A (en) 1976-09-27 1978-02-14 Union Carbide Corporation Silica polymorph and process for preparing same
US4077779A (en) 1976-10-15 1978-03-07 Air Products And Chemicals, Inc. Hydrogen purification by selective adsorption
US4130403A (en) 1977-08-03 1978-12-19 Cooley T E Removal of H2 S and/or CO2 from a light hydrocarbon stream by use of gas permeable membrane
US4152217A (en) 1978-06-30 1979-05-01 Exxon Research & Engineering Co. Amine regeneration process
US4310440A (en) 1980-07-07 1982-01-12 Union Carbide Corporation Crystalline metallophosphate compositions
US4511381A (en) 1982-05-03 1985-04-16 El Paso Hydrocarbons Company Process for extracting natural gas liquids from natural gas streams with physical solvents
US4421535A (en) 1982-05-03 1983-12-20 El Paso Hydrocarbons Company Process for recovery of natural gas liquids from a sweetened natural gas stream
US4440871A (en) 1982-07-26 1984-04-03 Union Carbide Corporation Crystalline silicoaluminophosphates
US4484933A (en) 1983-06-14 1984-11-27 Union Carbide Corporation Process for drying gas streams
LU84923A1 (fr) 1983-07-19 1985-04-17 Metallurgie Hoboken Procede pour defluorer une solution acide de sulfate
US4639257A (en) 1983-12-16 1987-01-27 Costain Petrocarbon Limited Recovery of carbon dioxide from gas mixture
US4775397A (en) 1984-04-26 1988-10-04 Westinghouse Electric Corp. Air supply and recirculation system
US4770676A (en) 1986-05-16 1988-09-13 Air Products And Chemicals, Inc. Recovery of methane from land fill gas
US4702898A (en) 1986-10-17 1987-10-27 Union Carbide Corporation Process for the removal of acid gases from gas mixtures
US4938939A (en) * 1987-09-08 1990-07-03 Engelhard Corporation Preparation of small-pored crystalline titanium molecular sieve zeolites
US4853202A (en) 1987-09-08 1989-08-01 Engelhard Corporation Large-pored crystalline titanium molecular sieve zeolites
US4784672A (en) * 1987-10-08 1988-11-15 Air Products And Chemicals, Inc. Regeneration of adsorbents
GB8803767D0 (en) 1988-02-18 1988-03-16 Ici Plc Desulphurisation
US4957715A (en) * 1988-04-15 1990-09-18 Uop Gas treatment process
CA1285425C (en) 1988-06-10 1991-07-02 Roger W. Steeves Pure maple syrup substitute
US4935580A (en) 1988-06-14 1990-06-19 Uop Process for purification of hydrocarbons using metal exchanged clinoptilolite to remove carbon dioxide
US4857083A (en) 1988-10-25 1989-08-15 Air Products And Chemicals, Inc. Vacuum swing adsorption process with vacuum aided internal rinse
DE3907136A1 (de) 1989-03-06 1990-09-13 Jagenberg Ag Vorrichtung zum verbinden von materialbahnen
US5244650A (en) 1989-06-29 1993-09-14 Engelhard Corporation Large-pored molecular sieves with charged octahedral titanium and charged tetrahedral aluminum sites
US5012037A (en) 1990-01-10 1991-04-30 Uop Integrated thermal swing-pressure swing adsorption process for hydrogen and hydrocarbon recovery
US5089034A (en) 1990-11-13 1992-02-18 Uop Process for purifying natural gas
US5248488A (en) * 1991-12-12 1993-09-28 Mobil Oil Corporation Natural gas treating system
US5233837A (en) 1992-09-03 1993-08-10 Enerfex, Inc. Process and apparatus for producing liquid carbon dioxide
CA2133302A1 (en) 1993-10-06 1995-04-07 Ravi Kumar Integrated process for purifying and liquefying a feed gas mixture with respect to its less strongly adsorbed component of lower volatility
DE4339500A1 (de) 1993-11-19 1995-05-24 Engelhard Process Chem Gmbh Simultane Sorption von Wasser und organischen Verbindungen
FR2722111B1 (fr) 1994-07-06 1996-08-14 Rhone Poulenc Chimie Procede de sechage d'un melange gazeux ou liquide a l'aide d'un adsorbeur compose d'alumine et d'un tamis moleculaire
US6506349B1 (en) 1994-11-03 2003-01-14 Tofik K. Khanmamedov Process for removal of contaminants from a gas stream
CA2165378A1 (en) * 1995-01-23 1996-07-26 Arthur Shirley Purification of natural gas
US5572861A (en) 1995-04-12 1996-11-12 Shao; Yulin S cycle electric power system
US5726118A (en) 1995-08-08 1998-03-10 Norit Americas, Inc. Activated carbon for separation of fluids by adsorption and method for its preparation
US5766311A (en) 1996-07-03 1998-06-16 Praxair Technology, Inc. Multi-thermal pulse PSA system
US5846295A (en) 1997-03-07 1998-12-08 Air Products And Chemicals, Inc. Temperature swing adsorption
US6105365A (en) 1997-04-08 2000-08-22 Engelhard Corporation Apparatus, method, and system for concentrating adsorbable pollutants and abatement thereof
US5994147A (en) 1997-05-23 1999-11-30 Union Pacific Resources Co. System and method for determining acid-gas (CO2, H2 S) loadings in an alkanolamine system
FR2779069B1 (fr) * 1998-06-02 2000-07-13 Inst Francais Du Petrole Procede d'adsorption et de desorption d'un solvant contenu dans un gaz naturel issu d'un procede de deshydratation
US6183539B1 (en) 1998-07-01 2001-02-06 Zeochem Co. Molecular sieve adsorbent for gas purification and preparation thereof
US6387159B1 (en) * 2000-06-26 2002-05-14 Engelhard Corporation Claus feed gas hydrocarbon removal
US6444012B1 (en) 2000-10-30 2002-09-03 Engelhard Corporation Selective removal of nitrogen from natural gas by pressure swing adsorption
EP1226860B2 (en) 2001-01-25 2012-03-14 Air Products And Chemicals, Inc. Method of operating a thermal swing adsorption system and corresponding apparatus
US6497750B2 (en) 2001-02-26 2002-12-24 Engelhard Corporation Pressure swing adsorption process
US6743745B2 (en) 2002-01-22 2004-06-01 Zeochem Process for production of molecular sieve adsorbent blends
US6610124B1 (en) 2002-03-12 2003-08-26 Engelhard Corporation Heavy hydrocarbon recovery from pressure swing adsorption unit tail gas
FR2861403B1 (fr) * 2003-10-27 2006-02-17 Inst Francais Du Petrole Procede de purification d'un gaz naturel par adsorption des mercaptans
US7442233B2 (en) * 2005-07-06 2008-10-28 Basf Catalysts Llc Integrated heavy hydrocarbon removal, amine treating and dehydration

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE1669328A1 (de) * 1967-04-15 1971-04-15 American Messer Corp Gasreinigungsverfahren fuer Erdgas-Verfluessigungsanlagen
US5840099A (en) * 1997-09-16 1998-11-24 Air Products And Chemicals, Inc. Process for the removal of water, CO2, ethane and C3 + hydrocarbons from a gas stream
RU2227060C2 (ru) * 1998-06-29 2004-04-20 Басф Акциенгезельшафт Способ удаления газовых компонентов кислотного характера из газов
RU2176266C1 (ru) * 2000-03-27 2001-11-27 Дочернее открытое акционерное общество "Гипрогазцентр" Способ очистки и осушки природного и попутного нефтяного газов с высоким содержанием сероводорода

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2634711C2 (ru) * 2012-02-01 2017-11-03 Басф Корпорейшн Способ удаления тяжелых углеводородов
US9708557B2 (en) 2012-06-15 2017-07-18 Dow Global Technologies Llc Process for the treatment of liquefied hydrocarbon gas using 2-amino-2(hydroxymethyl) propane-1,3-diol compounds
RU2643358C2 (ru) * 2012-06-15 2018-02-01 ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи Способ обработки сжиженных газообразных углеводородов с использованием 2-амино-2-(гидроксиметил)пропан-1,3-диоловых соединений
RU2756180C1 (ru) * 2018-03-29 2021-09-28 Праксайр Текнолоджи, Инк. Избирательный по скорости/кинетически избирательный цикл процесса адсорбции на множестве слоев

Also Published As

Publication number Publication date
RU2008103606A (ru) 2009-08-20
AU2006265026B2 (en) 2010-11-18
US7442233B2 (en) 2008-10-28
US20070006732A1 (en) 2007-01-11
WO2007005979A3 (en) 2007-04-05
WO2007005979A2 (en) 2007-01-11
US7396388B2 (en) 2008-07-08
EP1920032A2 (en) 2008-05-14
CA2614275A1 (en) 2007-01-11
CA2614275C (en) 2014-11-18
AU2006265026A1 (en) 2007-01-11
US20070006729A1 (en) 2007-01-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2408664C2 (ru) Объединенный способ удаления тяжелых углеводородов, аминовой очистки и осушки
CA2478654C (en) Heavy hydrocarbon recovery from pressure swing adsorption unit tail gas
AU659370B1 (en) Integrated process for purifying and liquefying a feed gas mixture with respect to its less strongly adsorbed component of lower volatility
US8778050B2 (en) Heavy hydrocarbon removal process
US8273153B2 (en) Dry natural gas liquefaction method
JP2013500382A5 (ru)
US20060204419A1 (en) Method of purifying a natural gas by mercaptan adsorption
RU2613914C9 (ru) Способ переработки природного углеводородного газа
JP2014509557A (ja) 天然ガス流から重質炭化水素を分離するための圧力−温度スイング吸着法
CA2708530A1 (en) A plant and process for recovering carbon dioxide
US20060191410A1 (en) NGL trap-method for recovery of heavy hydrocarbon from natural gas
EA015625B1 (ru) Способ производства очищенного природного газа из природного газа, содержащего воду и диоксид углерода
AU2014327193A1 (en) Carbon dioxide recovery
CA3102348A1 (en) Multi-stage psa process to remove contaminant gases from raw methane streams
JPH06171B2 (ja) 改良された吸着精製方法
RU2602908C9 (ru) Способ очистки природного газа от примесей при его подготовке к получению сжиженного метана, этана и широкой фракции углеводородов
CN112107963A (zh) 通过吸附单元和膜分离单元的组合处理包含voc和二氧化碳的甲烷料流
JP7580621B2 (ja) メタン含有ガスからｃｏ２を除去する方法
US9051228B2 (en) LNG pretreatment
CA2165378A1 (en) Purification of natural gas
WO2018118422A1 (en) Natural gas liquids recovery process
KR20250006053A (ko) 분자체를 사용하여 제논을 수득하는 방법
RU2567538C2 (ru) Способ сжижения природного газа при высоком давлении с предварительной обработкой, использующей растворитель

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20170706