[go: up one dir, main page]

RU2520269C2 - Способ удаления газообразных загрязнителей из потока газа, содержащего газообразные загрязнители и устройство для его осуществления - Google Patents

Способ удаления газообразных загрязнителей из потока газа, содержащего газообразные загрязнители и устройство для его осуществления Download PDF

Info

Publication number
RU2520269C2
RU2520269C2 RU2011111742/06A RU2011111742A RU2520269C2 RU 2520269 C2 RU2520269 C2 RU 2520269C2 RU 2011111742/06 A RU2011111742/06 A RU 2011111742/06A RU 2011111742 A RU2011111742 A RU 2011111742A RU 2520269 C2 RU2520269 C2 RU 2520269C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
separation device
liquid
phase
stream
suspension
Prior art date
Application number
RU2011111742/06A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2011111742A (ru
Inventor
Хенрикус Абрахам Геерс
Сантен Хелмар Ван
Original Assignee
Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
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 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. filed Critical Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Publication of RU2011111742A publication Critical patent/RU2011111742A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2520269C2 publication Critical patent/RU2520269C2/ru

Links

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01F—MAGNETS; INDUCTANCES; TRANSFORMERS; SELECTION OF MATERIALS FOR THEIR MAGNETIC PROPERTIES
    • H01F5/00—Coils
    • H01F5/04—Arrangements of electric connections to coils, e.g. leads
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/002—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by condensation
    • 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
    • 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
    • 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
    • C10L3/104—Carbon dioxide
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/06—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation
    • F25J3/0605—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation characterised by the feed stream
    • F25J3/061—Natural gas or substitute natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/06—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation
    • F25J3/063—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation characterised by the separated product stream
    • F25J3/0635—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/06—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation
    • F25J3/063—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation characterised by the separated product stream
    • F25J3/067—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation characterised by the separated product stream separation of carbon dioxide
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01F—MAGNETS; INDUCTANCES; TRANSFORMERS; SELECTION OF MATERIALS FOR THEIR MAGNETIC PROPERTIES
    • H01F27/00—Details of transformers or inductances, in general
    • H01F27/28—Coils; Windings; Conductive connections
    • H01F27/2895—Windings disposed upon ring cores
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/20—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using solidification of components
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/60—Natural gas or synthetic natural gas [SNG]
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2215/00—Processes characterised by the type or other details of the product stream
    • F25J2215/04—Recovery of liquid products
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2215/00—Processes characterised by the type or other details of the product stream
    • F25J2215/60—Methane
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2215/00—Processes characterised by the type or other details of the product stream
    • F25J2215/80—Carbon dioxide
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/66—Separating acid gases, e.g. CO2, SO2, H2S or RSH
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/02—Expansion of a process fluid in a work-extracting turbine (i.e. isentropic expansion), e.g. of the feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/40—Expansion without extracting work, i.e. isenthalpic throttling, e.g. JT valve, regulating valve or venturi, or isentropic nozzle, e.g. Laval
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/60—Expansion by ejector or injector, e.g. "Gasstrahlpumpe", "venturi mixing", "jet pumps"
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/02—Recycle of a stream in general, e.g. a by-pass stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/12—External refrigeration with liquid vaporising loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/60—Closed external refrigeration cycle with single component refrigerant [SCR], e.g. C1-, C2- or C3-hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/66—Closed external refrigeration cycle with multi component refrigerant [MCR], e.g. mixture of hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/42—Modularity, pre-fabrication of modules, assembling and erection, horizontal layout, i.e. plot plan, and vertical arrangement of parts of the cryogenic unit, e.g. of the cold box
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01R—ELECTRICALLY-CONDUCTIVE CONNECTIONS; STRUCTURAL ASSOCIATIONS OF A PLURALITY OF MUTUALLY-INSULATED ELECTRICAL CONNECTING ELEMENTS; COUPLING DEVICES; CURRENT COLLECTORS
    • H01R13/00—Details of coupling devices of the kinds covered by groups H01R12/70 or H01R24/00 - H01R33/00
    • H01R13/66—Structural association with built-in electrical component
    • H01R13/6608—Structural association with built-in electrical component with built-in single component
    • H01R13/6633—Structural association with built-in electrical component with built-in single component with inductive component, e.g. transformer
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01R—ELECTRICALLY-CONDUCTIVE CONNECTIONS; STRUCTURAL ASSOCIATIONS OF A PLURALITY OF MUTUALLY-INSULATED ELECTRICAL CONNECTING ELEMENTS; COUPLING DEVICES; CURRENT COLLECTORS
    • H01R13/00—Details of coupling devices of the kinds covered by groups H01R12/70 or H01R24/00 - H01R33/00
    • H01R13/66—Structural association with built-in electrical component
    • H01R13/665—Structural association with built-in electrical component with built-in electronic circuit
    • H01R13/6658—Structural association with built-in electrical component with built-in electronic circuit on printed circuit board
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01R—ELECTRICALLY-CONDUCTIVE CONNECTIONS; STRUCTURAL ASSOCIATIONS OF A PLURALITY OF MUTUALLY-INSULATED ELECTRICAL CONNECTING ELEMENTS; COUPLING DEVICES; CURRENT COLLECTORS
    • H01R24/00—Two-part coupling devices, or either of their cooperating parts, characterised by their overall structure
    • H01R24/60—Contacts spaced along planar side wall transverse to longitudinal axis of engagement
    • H01R24/62—Sliding engagements with one side only, e.g. modular jack coupling devices
    • H01R24/64—Sliding engagements with one side only, e.g. modular jack coupling devices for high frequency, e.g. RJ 45

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Coils Or Transformers For Communication (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу и устройству для удаления газообразных загрязнителей из потока сырьевого газа, содержащего метан. Поток сырьевого газа охлаждается с образованием суспензии, которая содержит твердый загрязнитель, жидкофазный загрязнитель и обогащенную метаном газовую фазу. Суспензия вводится в устройство (4) криогенного разделения, с верха которого отводится обогащенная метаном газообразная фаза (5). Суспензия разбавляется жидкофазным загрязнителем (6) и вводится в качестве засасываемой жидкости в эжектор (9), через который она поступает в теплообменник (10), расположенный снаружи устройства разделения и в котором твердый загрязнитель расплавляется с образованием жидкофазного загрязнителя. Часть полученного жидкофазного загрязнителя направляется на рециркуляцию (6) для разбавления суспензии загрязнителей внутри устройства разделения, а другая часть (13) вводится в нижнюю часть устройства разделения. Жидкая фаза (14) выводится из нижней части устройства разделения, часть выведенного жидкофазного загрязнителя забирается в качестве потока продукта (16), а другая часть рециркулирует (17) к эжектору для использования в качестве движущей жидкости. Использование изобретения позволит повысить надежность удаления загрязнителей из разделительного аппарата. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 1 ил.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу удаления газообразных загрязнителей, в частности диоксида углерода и/или сероводорода, из потока сырьевого газа, содержащего метан и газообразные загрязнители. Изобретение, кроме того, относится к устройству криогенного разделения для осуществления способа, а также к получаемым в результате продуктам.
Уровень техники
Удаление кислых загрязнителей, в частности диоксида углерода и/или сероводорода, из содержащих метан газовых потоков было описано в ряде публикаций.
В WO 03/062725 описывается способ удаления замораживаемых частиц из потока природного газа охлаждением потока природного газа с образованием суспензии твердых кислых загрязнителей в сжатом-сжиженном природном газе. Твердые частицы выделяется из жидкости с помощью циклона. Очевидно, что достижение полного разделения жидкости и твердых частиц является непростой задачей.
В патенте США 4533372 описан криогенный способ удаления диоксида углерода и других кислых газов из метансодержащего газа обработкой сырьевого потока в зоне перегонки и в зоне регулируемого замораживания. Этот способ является достаточно сложным и требует очень специфического оборудования.
В патенте США 3398544 описан способ удаления кислых загрязнителей из потока природного газа охлаждением с целью сжижения потока и частичного отверждения потока, после чего происходит расширение и отделение очищенного газа и жидких потоков от твердых частиц. Твердые загрязнители необходимо удалять из разделительного аппарата, что является сложным процессом, когда требуется минимизировать потери газоконденсатной жидкости.
В WO 2004/070297 описан способ удаления загрязнителей из потока природного газа. На первой стадии из потока сырьевого газа удаляется вода. Это в основном осуществляется путем охлаждения потока сырьевого газа, что приводит к образованию гидратов метана с последующим удалением гидратов. Дальнейшее охлаждение приводит к образованию твердых кислых загрязнителей. После отделения твердых кислых загрязнителей получают поток очищенного природного газа. Предпочтительно превращение твердых загрязнителей в жидкость осуществляют путем нагревания твердых материалов.
Проблема описанного в WO 2004/070297 способа состоит в надежности удаления загрязнителей из разделительного аппарата, так же как и удаления только чистой жидкости, не содержащей твердых частиц. В этой связи отмечается, что непрерывный поток твердых частиц в описанном способе иногда может приводить к образованию в верхней части теплообменника толстого слоя твердого материала. Кроме того, слой твердого материала может нарастать и на дне аппарата, так как твердый CO2 обладает более высокой плотностью по сравнению с жидким потоком. При этом важно выводить из аппарата поток чистой жидкости, так чтобы избежать закупоривания в трубопроводной системе и/или теплообменниках, так же как и повреждения труб и другого оборудования.
Раскрытие изобретения
Целью настоящего изобретения является разработка улучшенного способа криогенного разделения, который бы привлекательным образом позволил преодолеть указанные выше проблемы.
Неожиданным образом было обнаружено, что это может быть достигнуто с помощью определенной последовательности стадий способа, на которых используются эжектор, теплообменник и рециркуляция получаемого из теплообменника жидкофазного загрязнителя.
Соответственным образом, настоящее изобретение относится к способу удаления газообразных загрязнителей из потока сырьевого газа, содержащего метан и газообразные загрязнители, который включает:
1) подачу потока сырьевого газа;
2) охлаждение потока сырьевого газа до температуры, при которой часть загрязнителей затвердевает и образуется суспензия, которая содержит твердый загрязнитель, жидкофазный загрязнитель и обогащенную метаном газообразную фазу;
3) введение суспензии, полученной на стадии 2), в верхнюю или среднюю часть устройства криогенного разделения;
4) удаление из верхней части устройства криогенного разделения потока, содержащего обогащенную метаном газообразную фазу;
5) введение потока, содержащего жидкофазный загрязнитель, в среднюю и/или нижнюю часть устройства криогенного разделения для получения разбавленной суспензии загрязнителей;
6) введение разбавленной суспензии загрязнителей, полученной на стадии 5), через эжектор в теплообменник, в котором твердый загрязнитель, присутствующий в разбавленной суспензии загрязнителей, расплавляется с образованием жидкофазного загрязнителя, причем теплообменник расположен снаружи устройства разделения, а эжектор установлен с внешней или внутренней стороны устройства криогенного разделения или частично с внутренней и частично наружной стороны устройства криогенного разделения;
7) введение части или всего количества жидкофазного загрязнителя, полученного на стадии 6), в газожидкостный сепаратор, причем газожидкостный сепаратор предпочтительно является нижней частью устройства криогенного разделения;
8) введение части или всего количества жидкофазного загрязнителя, полученного на стадии 6), в устройство для разделения, как описано выше для стадии 5);
9) удаление из газожидкостного сепаратора потока жидкофазного загрязнителя; и
10) разделение потока жидкого загрязнителя, полученного на стадии 9), на поток жидкого продукта и на рециркуляционный поток, который используется в эжекторе как движущая (рабочая) жидкость.
Осуществление изобретения
Согласно настоящему изобретению получена непрерывно перемещающаяся суспензионная фаза, минимизирующая риск каких бы то ни было закупориваний в устройстве криогенного разделения или в трубопроводах и других деталях оборудования. Кроме того, когда из теплообменника выводится полностью жидкий поток, отсутствие твердого загрязнителя снижает риск возникновения закупориваний или эрозии на последующих участках трубопроводов или другого оборудования, благодаря чему не будут повреждаться устройства, имеющие двигающиеся части, например насосы. С целью равномерного распределения твердых частиц CO2 по всему теплообменнику предпочтительно использование при подаче сырья в теплообменник статического смесителя. Кроме того, когда из теплообменника выводится поток чистой жидкости, образуется поток относительно холодной жидкости и, таким образом, минимизируется потребность в тепле для устройства разделения, а в потоке продукта поддерживается высокий объем обмениваемого холода.
Было замечено, что описанный выше для стадии 7) жидкофазный загрязнитель, так же как и жидкофазный загрязнитель, описанный выше для стадии 8), может содержать некоторое количество пара и/или мгновенно выделившегося газа, например до 10 масс.%, предпочтительно до 5 масс.%, более предпочтительно до 2 масс.%, в расчете на все количество жидкофазного загрязнителя.
Согласно настоящему изобретению целесообразно, чтобы потоком сырьевого газа был поток природного газа, в котором газообразными загрязнителями являются диоксид углерода, и/или сероводород, и/или С2+-углеводороды.
Количество углеводородной фракции в потоке сырьевого газа составляет преимущественно от 10 до 85 мол. % потока газа, предпочтительно от 25 до 80 мол. %. Углеводородная фракция потока природного газа содержит, в частности, по меньшей мере 75 мол. % метана, предпочтительно 90 мол. %. Углеводородная фракция в потоке природного газа может приемлемым образом содержать от 0 до 25 об.% С2+-углеводородов, предпочтительно от 0 до 20 об.% С2-С6-углеводородов, более предпочтительно от 0,3 до 18 об.% С2-С4-углеводородов и особо предпочтительно от 0,5 до 15 об.% этана. Поток газа может также содержать до 20 об.% и предпочтительно от 0,1 до 10 об.% азота в расчете на общий объем потока газа.
Приемлемое количество диоксида углерода в потоке газа составляет от 15 до 90 об.%, предпочтительно от 20 до 75 об.%, и/или приемлемое количество сероводорода (в случае его присутствия в потоке газа) составляет от 5 и 40 об.%, предпочтительно от 20 до 35 об.%. Эти количества указаны в расчете на общий объем углеводородов, сероводорода и диоксида углерода. Было замечено, что настоящий способ особенно подходит для потоков газа, содержащих большие объемы высокосернистых загрязнителей, например 10 или более мол. %, предпочтительно от 15 до 90 мол. %.
В способе согласно настоящему изобретению поток сырьевого газа на стадии 1) имеет температуру преимущественно от -5 до 150°C, предпочтительно от -10 до 70°C, и давление от 10 до 700 бар (абс), предпочтительно от 20 до 200 бар (абс).
Охлаждение на стадии 2) настоящего способа целесообразно осуществлять с помощью изоэнтальпического расширения, предпочтительно с помощью изоэнтальпического расширения через отверстие или клапан, в частности клапан Джоуля-Томсона, либо же охлаждение осуществляется с помощью близкого к изоэнтропическому расширению, в частности с помощью детандера, предпочтительно турбодетандера или сопла Лаваля. Особенно предпочтительным является клапан.
На стадии 2) поток сырьевого газа целесообразно охлаждать до температуры от -40°C до -100°C, предпочтительно от -50°C до -80°C.
Перед расширением поток сырьевого газа целесообразно предварительно охлаждать до температуры от 15°C до -45°C, предпочтительно от 5°C до -25°C. В другом варианте осуществления изобретения поток сырьевого газа перед расширением предварительно охлаждают до температуры от 15 до -35°C, предпочтительно от 5 до -20°C.
Такое предварительное охлаждение потока сырьевого газа целесообразно осуществлять с помощью теплообмена с холодной текучей средой, с внешним хладагентом, например пропановым холодильным циклом, каскадной схемой этан/пропан, или циклом со смесью хладагентов, или внутренним технологическим контуром, предпочтительно потоком диоксида углерода из потока сероводорода или потоком холодного метана.
Предпочтительно осуществлять настоящий способ таким образом, чтобы практически весь твердый загрязнитель, присутствующий в разбавленной суспензии загрязнителей, расплавлялся с образованием жидкофазного загрязнителя на стадии 6). Выражение «практически весь» означает, что расплавляется, по меньшей мере, 95% твердого загрязнителя, присутствующего в разбавленной суспензии, в частности, по меньшей мере, 98%. Более предпочтительно, когда на стадии 6) расплавляется весь твердый загрязнитель, присутствующий в разбавленной суспензии загрязнителей.
От 1% до 90 об.% полученного на стадии 6) жидкофазного загрязнителя, предпочтительно от 5 до 80 об.% полученного на стадии 6) жидкофазного загрязнителя вводится в разделительное устройство, как описано для стадии 5). Также возможно вводить в разделительное устройство весь объем полученного на стадии 6) жидкофазного загрязнителя как описано для стадии 5).
Как уже было указано, часть жидкофазного загрязнителя вводят в среднюю часть устройства разделения, а другую часть жидкофазного загрязнителя вводят в нижнюю часть. Преимущественно от 10 до 100 об.% и предпочтительно от 20 до 95 об.% от всего объема вводимого в разделительное устройство жидкофазного загрязнителя вводят в нижнюю часть устройства разделения на стадии 8). Остальную часть жидкофазного загрязнителя преимущественно вводят в среднюю часть устройства разделения.
В настоящем изобретении твердый загрязнитель в основном содержит диоксид углерода, в то время как жидкофазный загрязнитель обычно содержит как диоксид углерода, так и сероводород. Может присутствовать и небольшое количество углеводородов.
Согласно настоящему изобретению теплообменник предпочтительно установлен на уровне ниже уровня установки эжектора.
На стадии 10) от 25 до 95 об.% предпочтительно от 30 до 85 об.% потока жидкофазного загрязнителя, выведенного из устройства разделения на стадии 9), преимущественно используется в качестве движущей (рабочей) жидкости в эжекторе.
Согласно настоящему изобретению эжектор используется для вывода разбавленной суспензии загрязнителей из устройства разделения и направления/введения упомянутой суспензии в теплообменник. Разбавленная суспензия загрязнителей действует как всасываемая жидкость в эжекторе, в то время как рециркуляционный поток, вводимый в эжектор на стадии 10) выступает в роли движущей (рабочей) жидкости.
Эжекторы, которые называют также сифонами, эксгаустерами, эдукторами или струйными насосами, хорошо известны и были подробно описаны в существующем уровне техники. Упоминаемый здесь эжектор является устройством для закачивания суспензии твердых и жидких CO2 из сепаратора в теплообменник. Эжектор, преимущественно предназначен для применения в операциях, в которых напор перекачки низок и ниже напора потока движущей жидкости. В отношении описания подходящих эжекторов, также называемых эжекторами или струйными насосами, см. Perry's Handbook for Chemical Engeneering, 8th Edition, chapter 10.2. Согласно настоящему изобретению, может использоваться любой тип эжектора. Предпочтительным эжектором является жидкоструйный инжектор сыпучих тел.
Эжектор преимущественно располагается внутри устройства разделения или отчасти внутри и отчасти снаружи устройства разделения.
Целесообразно помещать эжектор внутрь какого-либо корпуса, что позволяет удалять эжектор из устройства разделения. Таким корпусом может быть, например, сосудоподобная защитная система, например, труба, которая может быть изолирована от процесса посредством клапанов.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения эжектор располагается снаружи устройства разделения. Такой вариант осуществления может быть полезным в тех случаях, когда используемый эжектор требует ремонта или замены.
Эжектор может быть такого размера, чтобы он полностью входил в разделительное устройство или мог перекрывать собой все ширину устройства разделения, обычно имеющего форму емкости. Однако он также может выходить наружу в двух точках через внутреннюю стенку устройства разделения.
На стадии 7) настоящего способа жидкофазный загрязнитель вводится в газожидкостной сепаратор, предпочтительно в нижнюю часть устройства разделения на уровне, который выше уровня, на котором жидкофазный загрязнитель удаляется из нижней части устройства разделения на стадии 9). Жидкофазный загрязнитель может содержать некоторое количество пара и/или мгновенно выделившегося газа. Эти пар и/или мгновенно выделившийся газ могут быть удалены при помощи отделителя мгновенно выделившегося газа, предпочтительно отделителя мгновенно выделившегося газа, расположенного снаружи газожидкостного сепаратора. В результате введения жидкофазного загрязнителя на уровне, который выше уровня, на котором удаляется жидкофазный загрязнитель, свободный мгновенно выделившийся газ и/или пар могут подниматься в направлении верхней части устройства криогенного разделения.
Как правило, обогащенная метаном газообразная фаза удаляется из верхней части устройства для криогенного разделения на высоком уровне, предпочтительно с верха реактора.
Выход для обогащенной метаном газообразной фазы обычно должен располагаться выше уровня, на котором полученный из теплообменника поток жидкофазного загрязнителя вводится в разделительное устройство на стадии 5).
Ввод полученной на стадии 2) суспензии загрязнителей должен осуществляться на уровне, который предпочтительно выше, чем уровень, на котором полученный из теплообменника поток жидкофазного загрязнителя вводится в разделительное устройство на стадии 5).
Предпочтительно, чтобы уровень, на котором суспензия загрязнителя вводится в разделительное устройство на стадии 3), был выше уровня, на котором будет установлен теплообменник.
Предпочтительно, чтобы эжектор был расположен на уровне, который выше уровня, на котором расположен теплообменник, что позволяет разбавленной суспензии загрязнителей течь из эжектора в расположенный после него теплообменник.
При этом следует иметь в виду, что эжектор расположен ниже уровня суспензии, который поддерживается в разделительном аппарате.
Поток жидкофазного загрязнителя, который удаляется из нижней части устройства разделения, целесообразно удалять на уровне ниже уровня суспензии в разделительном устройстве.
Для предотвращения попадания твердых частиц на линию вывода могут быть использованы подходящие для этого внутренние устройства. Для удаления потока жидкофазного загрязнителя с нижней части устройства разделения и для приведения в действие потока жидкофазного загрязнителя, который будет использоваться как движущая (рабочая) жидкость в эжекторе, предпочтительно, чтобы на линии вывода был установлен насос.
Охлаждение, описанное на стадии (2) настоящего способа, предпочтительно осуществляется на близком расстоянии от разделительного аппарата, например до нескольких метров, предпочтительно не более 1 м. Подходящим разделительным устройством является емкость, имеющая вертикальный цилиндрический корпус. Диаметр может варьировать от 1 до 10 м или еще больше, высота может варьировать от 3 до 35 м или еще больше. Как правило, уровень суспензии в разделительном аппарате должен составлять от 30 до 70% высоты аппарата. Температура суспензии преимущественно на примерно от 1 до 45°C предпочтительно на от 3 до 40°C выше, чем температура загрязненного потока газа при введении в разделительный аппарат.
Для подачи тепла, необходимого для расплавления твердых загрязнителей, в теплообменнике предпочтительно используется какой-либо технологический поток. Подходящим технологическим потоком является обогащенная метаном газообразная фаза.
На стадии 5) рециркулят жидкофазного загрязнителя может вводиться в разделительное устройство и в суспензию загрязнителей на уровне ниже уровня, на котором обогащенная метаном газообразная фаза удаляется из устройства разделения. Таким образом на внутренних стенках устройства может быть создан промывочный поток.
В разделительном устройстве имеются средства для направления разбавленной суспензии загрязнителей в направлении к эжектору. Для этой цели преимущественно используется воронка. Одна или более воронок могут быть расположены одна над другой. В более широкой части воронки преимущественно имеется решетка, которая предотвращает падение крупных фрагментов в более узкое входное отверстие эжектора/насоса и тем самым позволяет избегать их закупоривания.
На стадии 7) жидкофазный загрязнитель преимущественно вводится в нижнюю часть устройства разделения на уровне, который выше уровня, на котором жидкофазный загрязнитель удаляется из нижней части устройства разделения на стадии 8).
На стадии 7) способа согласно настоящему изобретению содержащий жидкофазный загрязнитель поток преимущественно вводится в газожидкостный сепаратор, предпочтительно в нижнюю часть устройства разделения на уровне, который ниже уровня, на котором расположен эжектор.
Основной целью введения на стадии 5) потока является разбавление суспензии и в зависимости от условий процесса отгонка некоторого количества углеводородов и/или предварительное расплавление некоторого количества твердого материала в суспензии загрязнителей, которая была введена в разделительное устройство на стадии 3).
На стадии 8) способа согласно настоящему изобретению содержащий жидкофазный загрязнитель поток удаляется из устройства разделения на уровне, который ниже уровня, на котором расположен эжектор.
На стадии 9) поток жидкофазного загрязнителя предпочтительно удаляется с помощью насоса.
На стадии 10) рециркуляционный поток предпочтительно вводится непосредственно в эжектор.
Содержание загрязнителей в обогащенной метаном газообразной фазе, удаляемой из устройства разделения на стадии 4), преимущественно меньше 10 об.% и предпочтительно меньше 5 об.%.
Поток сырьевого газа на стадии 1) настоящего способа может быть подвергнут одному или более процессам очистки, в которых газообразные загрязнители удаляются из потока сырьевого газа перед проведением стадии 2) настоящего способа.
Таким образом, в одном из предпочтительных вариантов осуществления поток сырьевого газа получается с помощью следующих стадий:
a) подачи потока неочищенного сырьевого газа;
b) охлаждения потока неочищенного сырьевого газа до температуры, при которой образуются жидкофазный загрязнитель и обогащенная метаном газообразная фаза; и
c) разделения обеих фаз, полученных на стадии 2) с помощью газожидкостного сепаратора.
Целесообразно двух- или трехкратное повторение стадий а) и b) перед проведением стадии 2) согласно настоящему изобретению. Такого рода способ был, например, описан в WO 2006/087332, который включен в настоящую заявку в качестве ссылочного материала. Таким образом, перед проведением стадии 2) настоящего изобретения поток сырьевого газа может быть подвергнут нескольким комбинациям последовательно проводимых стадий охлаждения и разделения.
После стадии а) и перед проведением стадии 2) согласно настоящему изобретению предпочтительно, чтобы обогащенная метаном газообразная фаза могла быть повторно сжата на одной или более стадиях сжатия.
Для достижения метановым потоком характеристик трубопроводного газа или сжиженного природного газа полученная на стадии 4) обогащенная метаном газообразная фаза может быть подвергнута дальнейшей очистке с помощью процесса криогенной перегонки с использованием секции криогенной перегонки, которая известна в существующем уровне техники.
В таком дополнительном процессе криогенной перегонки предпочтительно, чтобы донная температура секции криогенной перегонки составляла от -30 до 10°C, предпочтительно от -10 до 5°C. Для подачи тепла в секцию перегонки может быть использован ребойлер.
Температура верха в секции криогенной перегонки составляет преимущественно от -110 до -80°C, предпочтительно от -100 до -90°C. В верху секции криогенной перегонки может находиться конденсатор для создания орошения и сжиженного продукта (СПГ). В альтернативном случае оставшиеся кислые загрязнители могут быть экстрагированы водным аминовым раствором, в частности водными этаноламинами, такими как диизопропиламин (DIPA), диэтаноламин (DEA) и т.д. Такие способы хорошо известны в существующем уровне техники.
Настоящее изобретение относится также к устройству криогенного разделения для осуществления способа согласно настоящему изобретению, которое включает верхнюю часть, среднюю часть и нижнюю часть; средства для ввода суспензии, которая содержит твердый загрязнитель, жидкофазный загрязнитель и обогащенную метаном газообразную фазу, в верхнюю или среднюю часть устройства разделения; средства для удаления обогащенной метаном газообразной фазы из верхней части устройства разделения; средства для введения потока, содержащего жидкофазный загрязнитель, в верхнюю или среднюю часть устройства разделения для разбавления суспензии загрязнителей внутри устройства разделения; теплообменник, расположенный снаружи устройства разделения; насос для перекачки суспензии, предпочтительно эжектор, расположенный внутри или снаружи устройства разделения или частично внутри и частично снаружи устройства разделения на уровне, который ниже уровня, на котором расположены средства для ввода суспензии загрязнителей в разделительное устройство, причем эжектор сообщается с теплообменником; средства для направления к эжектору разбавленной суспензии загрязнителей внутри устройства разделения; средства для ввода полученного в теплообменнике жидкофазного загрязнителя в газожидкостный сепаратор, предпочтительно в нижнюю часть устройства разделения; средства для ввода полученного в теплообменнике жидкофазного загрязнителя в верхнюю или среднюю часть устройства разделения; средства для удаления жидкофазного загрязнителя из нижней части устройства разделения; средства для разделения удаленного из нижней части жидкофазного загрязнителя на поток жидкого продукта и рециркуляционный поток для использования в качестве движущей (рабочей) жидкости в эжекторе.
Подходящее средство для направления разбавленной суспензии загрязнителей внутри устройства разделения к насосу для перекачки суспензии, в частности к эжектору, может включать в себя воронку. Целесообразно использование нескольких воронок, например двух расположенных одна над другой воронок.
Разбавленная суспензия загрязнителей может быть предпочтительным образом направлена из эжектора непосредственно в теплообменник. Однако в другом варианте осуществления перед вводом разбавленной суспензии загрязнителей в теплообменник последняя может быть вначале пропущена через средство типа трубопровода. В этом случае разделительное устройство содержит также средство для введения разбавленной суспензии загрязнителей через эжектор в теплообменник.
В том случае, когда поток жидкофазного загрязнителя содержит в основном диоксид углерода и, следовательно, является CO2-обогащенным потоком, СО2-обогащенный поток преимущественно подвергается дополнительному сжатию и закачивается в подземный пласт, преимущественно для использования в целях повышения нефтеотдачи или для хранения в водоносном горизонте или для хранения в пустом нефтяном коллекторе. Получение жидкого СО2-обогащенного потока дает то преимущество, что для закачивания в подземный пласт этот жидкий поток требует меньше компрессионной аппаратуры. Расплавляется преимущественно по меньшей мере 90% и, более предпочтительно, по меньшей мере 98% твердых кислых загрязнителей. Таким образом получают жидкий поток загрязнителей, который может легко транспортироваться далее.
Настоящее изобретение, кроме того, относится к установке для осуществления описанного выше способа.
Настоящее изобретение также относится к очищенному потоку газа, полученному способом согласно настоящему изобретению.
Настоящее изобретение также относится к способу сжижения потока сырьевого газа, включающему очищение потока сырьевого газа согласно настоящему изобретению с последующим сжижением потока сырьевого газа с помощью известных в технике способов. В том случае, когда поток сырьевого газа является потоком природного газа, изобретение также позволяет получать сжиженный природный газ (СПГ) путем охлаждения полученного настоящим способом очищенного природного газа.
Далее изобретение иллюстрируется с помощью фиг.1. На фиг.1 природный газ, проходящий через трубопровод 1, проходит через расширительное устройство 2, в частности клапан Джоуля-Томсона, в результате чего создается поток суспензии, которая содержит твердый загрязнитель, жидкофазный загрязнитель и обогащенную метаном газообразную фазу. Поток суспензии проходит через патрубок 3 в аппарат 4 криогенного разделения. Обогащенная метаном газообразная фаза удаляется из разделительного аппарата по трубопроводу 5. Поток жидкофазного загрязнителя вводится в разделительное устройство по трубопроводу 6 для разбавления суспензии внутри устройства разделения, устанавливая или поддерживая уровень 7 суспензии. Разбавленная суспензия загрязнителей направляется с помощью воронки 8 к верхнему отверстию эжектора 9. В эжекторе 9 разбавленная суспензия используется как всасываемая жидкость и через эжектор 9 она поступает по трубопроводу 11 в теплообменник 10. В теплообменнике 10 присутствующий в разбавленной суспензии твердый загрязнитель расплавляется с образованием жидкофазного загрязнителя. Часть образовавшегося таким образом жидкофазного загрязнителя направляется по трубопроводу 12 к трубопроводу 6, в то время как основная часть жидкофазного загрязнителя вводится в нижнюю часть разделительного аппарата 4 через патрубок 13. Затем жидкофазный загрязнитель выводится из разделительного аппарата 4 через трубопровод 14 с помощью насоса 15. Насос 15 может быть также расположен в трубопроводе 17. Часть выведенного жидкофазного загрязнителя отводится в качестве потока продукта по трубопроводу 16, а другая часть указанного жидкофазного загрязнителя рециркулирует по трубопроводу 17 к эжектору 9. Имеется также воронка 18 для направления потока суспензии в сторону воронки 18.

Claims (14)

1. Способ удаления газообразных загрязнителей из потока сырьевого газа, содержащего метан и газообразные загрязнители, который включает:
1) подачу потока сырьевого газа;
2) охлаждение потока сырьевого газа до температуры, при которой часть загрязнителей затвердевает и образуется суспензия, которая содержит твердый загрязнитель, жидкофазный загрязнитель и обогащенную метаном газообразную фазу;
3) введение полученной на стадии 2) суспензии в верхнюю или среднюю часть устройства криогенного разделения;
4) удаление из верхней части устройства криогенного разделения потока, содержащего обогащенную метаном газообразную фазу;
5) введение потока, содержащего жидкофазный загрязнитель, в среднюю или нижнюю часть устройства криогенного разделения для получения разбавленной суспензии загрязнителей;
6) введение полученной на стадии 5) разбавленной суспензии загрязнителей через эжектор в теплообменник, в котором твердый загрязнитель, присутствующий в разбавленной суспензии загрязнителей, расплавляется с образованием жидкофазного загрязнителя, причем теплообменник располагается снаружи устройства разделения, а эжектор располагается внутри или снаружи устройства криогенного разделения или частично внутри и частично снаружи устройства криогенного разделения;
7) введение части жидкофазного загрязнителя, полученного на стадии 6), в газожидкостный сепаратор, который предпочтительно является нижней частью устройства криогенного разделения;
8) введение части полученного на стадии 6) жидкофазного загрязнителя в устройство разделения, как описано выше на стадии 5);
9) удаление потока жидкофазного загрязнителя из газожидкостного сепаратора; и
10) разделение полученного на стадии 9) потока жидкофазного загрязнителя на поток жидкого продукта и рециркуляционный поток, который используется в качестве движущей жидкости в эжекторе.
2. Способ по п.1, в котором поток сырьевого газа представляет собой поток природного газа, в котором газообразными загрязнителями являются диоксид углерода, и/или сероводород, и/или С2+-углеводороды.
3. Способ по п.2, в котором поток природного газа содержит от 15 до 90 об.%, предпочтительно от 20 до 75 об.% диоксида углерода.
4. Способ по п.2 или 3, в котором поток природного газа содержит от 0 до 25 об.% C2+-углеводородов, предпочтительно от 0 до 20 об.% С2-С6 углеводородов, более предпочтительно от 0,3 и 18 об.% С2-С4 углеводородов, предпочтительно от 0 до 20 об.%, особо предпочтительно от 0,5 и 15 об.% этана, и/или в котором поток природного газа содержит от 5 до 40 об.% сероводорода, предпочтительно от 20 до 35 об.%.
5. Способ по п.2 или 3, в котором поток сырьевого газа содержит по меньшей мере 75 об.% метана.
6. Способ по п.1 или 2, в котором поток сырьевого газа на стадии 1) имеет температуру от -20 до 150°C, предпочтительно от -10 до 70°C, и давление от 10 до 250 бар (абс), предпочтительно от 80 до 120 бар (абс).
7. Способ по п.1 или 2, в котором охлаждение на стадии 2) осуществляют с помощью изоэнтальпического расширения, предпочтительно с помощью изоэнтальпического расширения через отверстие или клапан, в частности клапан Джоуля-Томсона, или в котором охлаждение осуществляется с помощью близкого к изоэнтропическому расширения, в частности с помощью детандера, предпочтительно турбодетандера или сопла Лаваля.
8. Способ по п.7, в котором поток сырьевого газа перед расширением предварительно охлаждают до температуры от 15 до -35°C, предпочтительно от 5 до -20°C.
9. Способ по п.8, в котором предварительное охлаждение потока сырьевого газа осуществляют путем теплообмена с хладагентом, в частности с внешним хладагентом, например, пропановым циклом, каскадной схемой этан/пропан, или циклом со смесью холодильных агентов, или внутренним технологическим контуром, предпочтительно с потоком диоксида углерода или потоком сероводорода или холодным потоком метана.
10. Способ по п.1 или 2, в котором поток сырьевого газа охлаждают на стадии 2) до температуры от -40 до -100°C, предпочтительно от -50 до -80°C.
11. Способ по п.1 или 2, в котором практически весь твердый загрязнитель, присутствующий в суспензии загрязнителей, расплавляется на стадии 6).
12. Способ по п.1 или 2, в котором на стадии 7) жидкофазный загрязнитель вводят в нижнюю часть устройства разделения на уровне, который выше уровня, на котором жидкофазный загрязнитель удаляют из нижней части устройства разделения на стадии 8).
13. Способ по п.1 или 2, в котором на стадии 5) поток, содержащий жидкофазный загрязнитель, вводят в устройство разделения на уровне, который ниже уровня, на котором обогащенную метаном газообразную фазу удаляют из устройства разделения на стадии 4).
14. Устройство криогенного разделения для осуществления способа по любому из пп.1-13, которое включает верхнюю часть, среднюю часть и нижнюю часть; средства для введения суспензии, содержащей твердый загрязнитель, жидкофазный загрязнитель и обогащенную метаном газообразную фазу, в верхнюю или среднюю часть устройства разделения; средства для удаления обогащенной метаном газообразной фазы из верхней части устройства разделения; средства для введения потока, содержащего жидкофазный загрязнитель, в верхнюю или среднюю часть устройства разделения для разбавления суспензии загрязнителей внутри устройства разделения; теплообменник, расположенный снаружи устройства разделения; эжектор, расположенный внутри или снаружи устройства разделения или частично внутри и частично снаружи устройства разделения на уровне, который ниже уровня, на котором расположено средство для введения суспензии загрязнителей в устройство разделения, причем эжектор сообщается с теплообменником; средства для направления к эжектору разбавленной суспензии загрязнителей внутри устройства разделения; средства для ввода полученного в теплообменнике жидкофазного загрязнителя в нижнюю часть устройства разделения; средства для ввода полученного в теплообменнике жидкофазного загрязнителя в верхнюю или среднюю часть устройства разделения, соединенные по текучей среде с указанными средствами для введения потока, содержащего жидкофазный загрязнитель, в верхнюю или среднюю часть устройства разделения для разбавления суспензии загрязнителей внутри устройства разделения; средства для удаления жидкофазного загрязнителя из нижней части устройства разделения; средства для разделения удаленного из нижней части жидкофазного загрязнителя на поток жидкого продукта и рециркуляционный поток для использования в качестве движущей жидкости в эжекторе.
RU2011111742/06A 2008-08-29 2009-08-27 Способ удаления газообразных загрязнителей из потока газа, содержащего газообразные загрязнители и устройство для его осуществления RU2520269C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP08163317 2008-08-29
EP08163317.4 2008-08-29
PCT/EP2009/061042 WO2010023238A1 (en) 2008-08-29 2009-08-27 Process and apparatus for removing gaseous contaminants from gas stream comprising gaseous contaminants

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2011111742A RU2011111742A (ru) 2012-10-10
RU2520269C2 true RU2520269C2 (ru) 2014-06-20

Family

ID=40377403

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011111742/06A RU2520269C2 (ru) 2008-08-29 2009-08-27 Способ удаления газообразных загрязнителей из потока газа, содержащего газообразные загрязнители и устройство для его осуществления

Country Status (6)

Country Link
US (1) US9396854B2 (ru)
AU (1) AU2009286701B2 (ru)
BR (1) BRPI0917687A2 (ru)
MY (1) MY162713A (ru)
RU (1) RU2520269C2 (ru)
WO (1) WO2010023238A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2731426C2 (ru) * 2015-12-03 2020-09-02 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ удаления со2 из загрязненного углеводородного потока сырья

Families Citing this family (50)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8312738B2 (en) 2007-01-19 2012-11-20 Exxonmobil Upstream Research Company Integrated controlled freeze zone (CFZ) tower and dividing wall (DWC) for enhanced hydrocarbon recovery
US8061413B2 (en) 2007-09-13 2011-11-22 Battelle Energy Alliance, Llc Heat exchangers comprising at least one porous member positioned within a casing
US9254448B2 (en) 2007-09-13 2016-02-09 Battelle Energy Alliance, Llc Sublimation systems and associated methods
US8555672B2 (en) 2009-10-22 2013-10-15 Battelle Energy Alliance, Llc Complete liquefaction methods and apparatus
US9574713B2 (en) 2007-09-13 2017-02-21 Battelle Energy Alliance, Llc Vaporization chambers and associated methods
US9217603B2 (en) * 2007-09-13 2015-12-22 Battelle Energy Alliance, Llc Heat exchanger and related methods
US8899074B2 (en) 2009-10-22 2014-12-02 Battelle Energy Alliance, Llc Methods of natural gas liquefaction and natural gas liquefaction plants utilizing multiple and varying gas streams
JP5632455B2 (ja) 2009-04-20 2014-11-26 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 炭化水素ガス流から酸性ガスを除去する極低温システム及び酸性ガスの除去方法
JP5791609B2 (ja) 2009-09-09 2015-10-07 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 炭化水素ガス流から酸性ガスを除去する極低温システム
AU2010343273B2 (en) 2010-01-22 2016-01-14 Exxonmobil Upstream Research Company Removal of acid gases from a gas stream, with CO2 capture and sequestration
CN102740941A (zh) 2010-02-03 2012-10-17 埃克森美孚上游研究公司 使用冷却液从工艺气流中去除可凝固的气体组分的系统和方法
WO2012015554A1 (en) 2010-07-30 2012-02-02 Exxonmobil Upstream Research Company Cryogenic systems for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream using co-current separation devices
CN201927732U (zh) * 2010-11-05 2011-08-10 富士康(昆山)电脑接插件有限公司 电连接器及电连接器系统
CN102832019A (zh) * 2011-06-14 2012-12-19 富士康(昆山)电脑接插件有限公司 变压器
EP2581695A1 (en) 2011-10-12 2013-04-17 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. System and method for removing gaseous contaminants from a methane-containing contaminated gas stream
US9964352B2 (en) 2012-03-21 2018-05-08 Exxonmobil Upstream Research Company Separating carbon dioxide and ethane from a mixed stream
US10655911B2 (en) 2012-06-20 2020-05-19 Battelle Energy Alliance, Llc Natural gas liquefaction employing independent refrigerant path
CN103578717B (zh) * 2012-08-08 2016-10-05 富士康(昆山)电脑接插件有限公司 变压器及其制造方法与电连接器
US9953756B2 (en) * 2012-09-21 2018-04-24 Ppc Broadband, Inc. Radio frequency transformer winding coil structure
EP2789957A1 (en) 2013-04-11 2014-10-15 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of liquefying a contaminated hydrocarbon-containing gas stream
CN104300316A (zh) * 2013-07-18 2015-01-21 富士康(昆山)电脑接插件有限公司 电连接器
WO2015084500A1 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a heating mechanism to destabilize and/or prevent adhesion of solids
US9752827B2 (en) 2013-12-06 2017-09-05 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of maintaining a liquid level in a distillation tower
MY177942A (en) 2013-12-06 2020-09-28 Exxonmobil Upstream Res Co Method and system for separating a feed stream with a feed stream distribution mechanism
CA2924402C (en) 2013-12-06 2017-11-21 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating a feed stream using radiation detectors
AU2014357668B2 (en) 2013-12-06 2017-05-25 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of modifying a liquid level during start-up operations
WO2015084494A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a spray assembly
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
AU2014357666B2 (en) 2013-12-06 2017-08-10 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of dehydrating a feed stream processed in a distillation tower
US10495379B2 (en) 2015-02-27 2019-12-03 Exxonmobil Upstream Research Company Reducing refrigeration and dehydration load for a feed stream entering a cryogenic distillation process
US10322522B2 (en) 2015-03-12 2019-06-18 Robert Bosch Tool Corporation Electrical configuration for object detection system in a saw
US9397450B1 (en) * 2015-06-12 2016-07-19 Amphenol Corporation Electrical connector with port light indicator
WO2017048346A1 (en) 2015-09-18 2017-03-23 Exxonmobil Upstream Research Company Heating component to reduce solidification in a cryogenic distillation system
AU2016327820B2 (en) 2015-09-24 2019-08-01 Exxonmobil Upstream Research Company Treatment plant for hydrocarbon gas having variable contaminant levels
AU2016363562B2 (en) 2015-12-03 2019-06-20 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of liquefying a CO2 contaminated hydrocarbon-containing gas stream
US10323495B2 (en) 2016-03-30 2019-06-18 Exxonmobil Upstream Research Company Self-sourced reservoir fluid for enhanced oil recovery
JP6569653B2 (ja) * 2016-12-08 2019-09-04 株式会社村田製作所 巻線型コイル部品
CN108520816B (zh) * 2017-02-28 2023-04-21 富士康(昆山)电脑接插件有限公司 电连接器
CA3083603A1 (en) 2017-12-07 2019-06-13 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of operating a liquefied natural gas production facility
RU2020122311A (ru) 2017-12-07 2022-01-10 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Компактная линия по производству спг и способ
WO2020005552A1 (en) 2018-06-29 2020-01-02 Exxonmobil Upstream Research Company Hybrid tray for introducing a low co2 feed stream into a distillation tower
WO2020005553A1 (en) 2018-06-29 2020-01-02 Exxonmobil Upstream Research Company (Emhc-N1.4A.607) Mixing and heat integration of melt tray liquids in a cryogenic distillation tower
CN110559681B (zh) * 2019-09-02 2022-05-13 湘潭大学 制备高纯对甲酚的装置及制备高纯对甲酚的方法
IT201900025078A1 (it) * 2019-12-20 2021-06-20 Fpt Ind Spa Metodo e relativo apparato per produrre gas liquefatti
CN114203406A (zh) * 2020-09-18 2022-03-18 富士康(昆山)电脑接插件有限公司 磁性模组及具有该磁性模组的电连接器
US11634316B2 (en) 2020-09-30 2023-04-25 Veeder-Root Company Fuel storage and supply arrangement having fuel conditioning assembly
CN114743774A (zh) * 2021-01-07 2022-07-12 富士康(昆山)电脑接插件有限公司 磁性模组及其制造方法与电连接器
FR3121365B1 (fr) * 2021-04-02 2024-08-02 Commissariat Energie Atomique Procédé pour transporter des poudres
US12347980B2 (en) 2021-10-29 2025-07-01 Amphenol Corporation High-speed network connector with integrated magnetics

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU303485A1 (ru) * В. Е. Максимюк, И. А. Полосин , Ю. Ф. акогон Способ обработки газовой смеси путе низкотемпературной сепарации
US2900797A (en) * 1956-05-25 1959-08-25 Kurata Fred Separation of normally gaseous acidic components and methane
US2996891A (en) * 1957-09-23 1961-08-22 Conch Int Methane Ltd Natural gas liquefaction cycle
US3132016A (en) * 1960-03-09 1964-05-05 Univ Kansas State Process for the separation of fluid components from mixtures thereof

Family Cites Families (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3398544A (en) * 1966-07-27 1968-08-27 Continental Oil Co Solidification of acidic components in natural gas
US3867195A (en) * 1972-08-25 1975-02-18 Anton Pfeuffer Apparatus for continuous production of syrup
US4533372A (en) * 1983-12-23 1985-08-06 Exxon Production Research Co. Method and apparatus for separating carbon dioxide and other acid gases from methane by the use of distillation and a controlled freezing zone
US5062270A (en) * 1990-08-31 1991-11-05 Exxon Production Research Company Method and apparatus to start-up controlled freezing zone process and purify the product stream
US5120338A (en) * 1991-03-14 1992-06-09 Exxon Production Research Company Method for separating a multi-component feed stream using distillation and controlled freezing zone
JP3411280B2 (ja) * 1992-09-21 2003-05-26 協和醗酵工業株式会社 血小板減少症治療剤
US5730860A (en) * 1995-08-14 1998-03-24 The Pritchard Corporation Process for desulfurizing gasoline and hydrocarbon feedstocks
US5819555A (en) * 1995-09-08 1998-10-13 Engdahl; Gerald Removal of carbon dioxide from a feed stream by carbon dioxide solids separation
DE19739473A1 (de) 1997-09-09 1999-03-11 Holpe Herbert Verfahren und Einrichtung zur kryogenen Trennung CO-¶2¶-haltiger Gasgemische
US6581409B2 (en) * 2001-05-04 2003-06-24 Bechtel Bwxt Idaho, Llc Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods related to same
US20020189443A1 (en) * 2001-06-19 2002-12-19 Mcguire Patrick L. Method of removing carbon dioxide or hydrogen sulfide from a gas
NZ534723A (en) * 2002-01-18 2004-10-29 Univ Curtin Tech Process and device for production of LNG by removal of freezable solids
AU2003900534A0 (en) 2003-02-07 2003-02-20 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process and apparatus for removal of a contaminant from a natural gas feed stream
US20080034789A1 (en) * 2004-12-03 2008-02-14 Fieler Eleanor R Integrated Acid Gas And Sour Gas Reinjection Process
WO2007030888A1 (en) 2005-09-15 2007-03-22 Cool Energy Limited Process and apparatus for removal of sour species from a natural gas stream
US20100018248A1 (en) * 2007-01-19 2010-01-28 Eleanor R Fieler Controlled Freeze Zone Tower
US20110144407A1 (en) * 2008-05-30 2011-06-16 Adriaan Pieter Houtekamer Process for producing purified hydrocarbon has
US20110132034A1 (en) * 2008-07-18 2011-06-09 Andrew Malcolm Beaumont Two stage process for producing purified gas

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU303485A1 (ru) * В. Е. Максимюк, И. А. Полосин , Ю. Ф. акогон Способ обработки газовой смеси путе низкотемпературной сепарации
US2900797A (en) * 1956-05-25 1959-08-25 Kurata Fred Separation of normally gaseous acidic components and methane
US2996891A (en) * 1957-09-23 1961-08-22 Conch Int Methane Ltd Natural gas liquefaction cycle
US3132016A (en) * 1960-03-09 1964-05-05 Univ Kansas State Process for the separation of fluid components from mixtures thereof

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2731426C2 (ru) * 2015-12-03 2020-09-02 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ удаления со2 из загрязненного углеводородного потока сырья

Also Published As

Publication number Publication date
AU2009286701B2 (en) 2012-09-13
BRPI0917687A2 (pt) 2015-12-01
US20110167869A1 (en) 2011-07-14
MY162713A (en) 2017-07-14
US9396854B2 (en) 2016-07-19
AU2009286701A1 (en) 2010-03-04
WO2010023238A1 (en) 2010-03-04
RU2011111742A (ru) 2012-10-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2520269C2 (ru) Способ удаления газообразных загрязнителей из потока газа, содержащего газообразные загрязнители и устройство для его осуществления
AU2009272889B2 (en) Two stage process for producing purified gas
US20120006055A1 (en) Process and apparatus for separating a gaseous product from a feed stream comprising contaminants
US20120031143A1 (en) Process and appartus for removing gaseous contaminants from gas stream comprising gaseous contaminants
RU2194930C2 (ru) Способ сжижения потока природного газа, содержащего по меньшей мере один замораживаемый компонент
JP5892165B2 (ja) 並流分離装置を用いて炭化水素ガス流から酸性ガスを除去する極低温システム
AU2006291954C1 (en) Process and apparatus for removal of sour species from a natural gas stream
RU2549905C2 (ru) Способ обработки природного газа, содержащего диоксид углерода
RU2533260C2 (ru) Способ для очистки от кислых соединений и сжижения газообразного потока и устройство для его осуществления
EA014650B1 (ru) Способ получения природного газа, очищенного от соединений серы
RU2509208C2 (ru) Способ получения объединенного газообразного углеводородного потока и жидких углеводородных потоков и устройство для его осуществления
AU3824902A (en) Process for pretreating a natural gas containing acid compounds
RU2498175C2 (ru) Производство очищенного углеводородного газа из газового потока, содержащего углеводороды и кислые загрязнители
US9683777B2 (en) Separating carbon dioxide from natural gas liquids
US9784498B2 (en) Method for separating a feed gas in a column
US20110144407A1 (en) Process for producing purified hydrocarbon has
CN107208964B (zh) 减少进入低温蒸馏过程的进料物流的冷冻和脱水负荷
CN114630984B (zh) 污染物分离和再气化系统的集成
CN108291766A (zh) 液化co2污染的含烃气流的方法
AU2016363566B2 (en) Method of liquefying a contaminated hydrocarbon-containing gas stream
EP2581695A1 (en) System and method for removing gaseous contaminants from a methane-containing contaminated gas stream