EA009089B1 - Установка и способ удаления кислых газов - Google Patents
Установка и способ удаления кислых газов Download PDFInfo
- Publication number
- EA009089B1 EA009089B1 EA200500950A EA200500950A EA009089B1 EA 009089 B1 EA009089 B1 EA 009089B1 EA 200500950 A EA200500950 A EA 200500950A EA 200500950 A EA200500950 A EA 200500950A EA 009089 B1 EA009089 B1 EA 009089B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- hydrogen sulfide
- gas
- solvent
- physical solvent
- absorber
- Prior art date
Links
- 239000002253 acid Substances 0.000 title claims description 55
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 38
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 185
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 172
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 106
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 70
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 68
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 53
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 53
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 claims description 66
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 24
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 23
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims description 22
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims description 22
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 19
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 14
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 12
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims description 6
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 claims description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 5
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims description 5
- STCOOQWBFONSKY-UHFFFAOYSA-N tributyl phosphate Chemical compound CCCCOP(=O)(OCCCC)OCCCC STCOOQWBFONSKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N N-Methylpyrrolidone Chemical compound CN1CCCC1=O SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000003795 desorption Methods 0.000 claims description 4
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims description 4
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 claims description 4
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 claims description 4
- XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N Dimethoxyethane Chemical compound COCCOC XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 3
- RUOJZAUFBMNUDX-UHFFFAOYSA-N propylene carbonate Chemical compound CC1COC(=O)O1 RUOJZAUFBMNUDX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- -1 hydrogen sulfide hydrocarbon Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 abstract 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 abstract 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 28
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 28
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 11
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 11
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 11
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 10
- 239000000047 product Substances 0.000 description 9
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 8
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 7
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 6
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 6
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 6
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 3
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 3
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N Dimethyl ether Chemical compound COC LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N Piperazine Chemical compound C1CNCCN1 GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 2
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- SIXOAUAWLZKQKX-UHFFFAOYSA-N carbonic acid;prop-1-ene Chemical group CC=C.OC(O)=O SIXOAUAWLZKQKX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 150000001983 dialkylethers Chemical class 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009972 noncorrosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 description 1
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 1
- 230000009919 sequestration Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—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
-
- 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
- B01D53/1425—Regeneration of liquid absorbents
-
- 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
- B01D53/14—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
- B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Vaporization, Distillation, Condensation, Sublimation, And Cold Traps (AREA)
Abstract
Установка включает вакуумную стриппинг-колонну (118), которая получает обедненный сероводородсодержащий физический растворитель (32) и в которой очищающий газ, по существу, не содержащий сероводорода (51, 52), обеспечивается по меньшей мере одним резервуаром для испарения при высоком давлении (110) и резервуаром для испарения при среднем давлении (112). Установка преимущественно расширяет диапазон использования физических растворителей для обработки кислого газа, содержащего углекислый газ и сероводород, и может быть использована для того, чтобы удовлетворять большинству технических требований для трубопровода по содержанию сероводорода, равному 4 ч./млн.
Description
Удаление кислых газов из различных потоков газа и особенно удаление углекислого газа из потоков природного газа становится все более важным технологическим процессом, поскольку содержание кислых газов в различных источниках газа сравнительно высоко или увеличивается со временем. Например, различные источники природного газа на Аляске, в континентальной Северной Америке, Норвегии, Юго-Восточной Азии или в Мексиканском заливе содержат углекислый газ в пределах примерно от 20 до 75%. Кроме того, кислый газ из разных газовых месторождений также содержит сероводород в значительных концентрациях, который обычно должен быть удален, чтобы были удовлетворены технические требования по качеству для трубопровода.
Например, в одном обычно используемом способе удаления кислых газов химический растворитель (например, растворитель на основе амина) используется для удаления кислого газа, который обычно требует дополнительной обработки выделенного кислого газа на заводе по производству серы, чтобы превратить сероводород из регенерированного растворителя в серу в виде побочного продукта. Такое комбинирование - удаление кислых газов и производство серы - в большинстве случаев является энергоемким и дорогостоящим. Кроме того, на сокращающемся в настоящее время рынке серы полученная таким способом сера представляет собой только небольшую ценность с коммерческой точки зрения, и поэтому от нее избавляются, что еще более повышает себестоимость таких операций.
Альтернативно можно использовать мембранные системы для физического отделения кислого газа от газообразного подаваемого потока. Мембранные системы часто чрезвычайно легко можно приспособить для обработки различных объемов газов и к техническим условиям для конечного газообразного продукта. Кроме того, мембранные системы относительно компактны и, как правило, не содержат движущихся частей, что делает такие системы особенно рентабельными для обработки газа морских месторождений. Однако все или почти все одностадийные мембранные сепараторы относительно не избирательны и поэтому обеспечивают поток просочившегося углекислого газа с относительно высоким содержанием метана и углеводорода (который вентилируют, сжигают или используют как горючий газ с низким ВТи). Следовательно, относительно высокие потери метана и углеводорода часто делают применение такого процесса нежелательным и неэкономичным. Для уменьшения потерь можно использовать многостадийные мембранные сепараторы с рекомпрессией между стадиями. Однако такие установки в большинстве случаев являются энергоемкими и дорогостоящими.
Еще в одном примере используется физический растворитель для удаления кислого газа из сырьевого газа, что является особенно выгодным при обработке газа с высоким парциальным давлением кислого газа, так как потенциальная обрабатывающая способность физического растворителя возрастает по мере увеличения парциального давления кислого газа (закон Генри). При использовании физических растворителей абсорбция конкретного кислого газа, в основном, зависит от конкретно применяемого растворителя и, кроме того, зависит от давления и температуры растворителя. Например, метанол можно использовать как легкокипящий органический физический растворитель, что в качестве примера рассмотрено НегЬегй ей а1. в патенте США № 2863527. Однако требование по охлаждению хладагентом, для того чтобы поддерживать растворитель при криогенных температурах, относительно высоко и способ часто обеспечивает большую, чем требуется, абсорбцию метана и этана, таким образом, требуются большие затраты энергии при рекомпрессии и восстановлении.
На фиг. 1 показан типичный способ на основе физического растворителя в качестве примера, соответствующий предшествующему уровню техники, который концептуально относительно прост, при этом в способе используют холодный обедненный растворитель для удаления углекислого газа из сырьевого газа. Растворитель регенерируют последовательным испарением для понижения давлений и испаренный растворитель затем нагнетают в абсорбер, где растворитель охлаждают с помощью внешнего охлаждения (циркуляцией либо обогащенного растворителя, либо обедненного растворителя). В большинстве случаев требуется пароподогреватель или бензиновый нагреватель для регенерации растворителя.
Способы на основе физического растворителя, как правило, выгодны для удаления больших количеств кислого газа (например, обработанный газ имеет от 1 до 2% остаточного кислого газа). Однако часто трудно удалить высокосернистые газы, и особенно сероводород, до уровней, которые удовлетворяют требованиям по качеству газа в трубопроводе. Кроме того, типичные традиционные способы требуют регенерации растворителя с использованием тепла или пара, которая имеет тенденцию быть относительно энергоемкой. Без применения тепла для регенерации растворителя известные в настоящее время способы регенерации с помощью испарения не дадут достаточно обедненного растворителя для обработки газа, чтобы удовлетворить техническому условию по сероводороду для трубопровода.
- 1 009089
Таким образом, хотя известны различные установки и способы удаления кислых газов из сырьевого газа, все или почти все из них имеют один или несколько недостатков. Помимо всего прочего, уровни сероводорода в обработанных газах часто неприемлемо высоки для действующих стандартов и без дальнейшей обработки обработанный газ часто не может соответствовать техническим требованиям для трубопровода. Кроме того, для известных способов необходимо существенное количество энергии для уменьшения концентрации кислых газов до стандартов трубопровода, а также известные способы подвержены существенным потерям углеводорода. Поэтому все еще существует потребность в создании усовершенствованных способа и установки для удаления кислых газов.
Сущность изобретения
Данное изобретение относится к установке и способу удаления кислых газов из сырьевого газа с использованием физического растворителя, в которых растворитель регенерируют до сверхобедненного растворителя, используя адсорбционный газ, по существу, не содержащий сероводорода для вакуумной стрилпинг-колонны.
Поэтому в одном особенно предпочтительном варианте осуществления изобретения установка будет включать вакуумную стриппинг-колонну, которая имеет конфигурацию для получения сверхобедненного физического растворителя из обедненного сероводородсодержащего физического растворителя. Такая установка, кроме того, будет включать резервуар для испарения при высоком давлении и резервуар для испарения при среднем давлении, которые обеспечивают очищающий газ, по существу, не содержащий сероводорода для вакуумной стриппинг-колонны.
Кроме того, установка включает абсорбер, который работает с изотермическим градиентом или с уменьшающимся от вершины к основанию температурным градиентом и который получает сырьевой газ, содержащий по меньшей мере 10 мол.% углекислого газа и по меньшей мере 500 ч./млн сероводорода (обычно, по меньшей мере, частично дегидратированный и/или при давлении по меньшей мере 1000 фунтов/кв.дюйм). Что касается содержания сероводорода в растворителях, то обычно предполагают, что обедненный сероводородсодержащий физический растворитель содержит по меньшей мере 100 ч./млн сероводорода и что сверхобедненный физический растворитель содержит менее чем 100 ч./млн (и наиболее характерно менее чем 10 ч./млн) сероводорода. Адсорбционный газ, по существу, не содержащий сероводорода, предпочтительно содержит по меньшей мере 95 мол.% углекислых газа.
В следующих рассматриваемых вариантах осуществления изобретения установка может также включать сепаратор, в котором кислый газ отделяется от обогащенного растворителя, таким образом, производя обедненный сероводородсодержащий физический растворитель (где часть кислого газа сжимается и вводится в устройство). Кроме того, в вакуумной стриппинг-колонне может быть получен второй кислый газ, который объединяется с кислым газом из сепаратора.
Следовательно, способ производства сверхобедненного физического растворителя может включать одну стадию, на которой адсорбционный газ, по существу, не содержащий сероводорода, отделяют от физического растворителя по меньшей мере в одном из резервуаров: в резервуаре для испарения при высоком давлении и резервуаре для испарения при среднем давлении. На другой стадии сероводород очищают от обедненного сероводородсодержащего физического растворителя в вакуумной стриппинг-колонне, чтобы образовать сверхобедненный физический растворитель. Относительно различных устройств и других рабочих параметров применяются те же самые рассуждения, что и описаны выше.
Различные задачи, характерные признаки, аспекты и преимущества настоящего изобретения станут более очевидными из следующего подробного описания предпочтительных вариантов осуществления изобретения.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 изображена схема удаления кислых газов с использованием физического растворителя согласно предшествующему уровню техники.
На фиг. 2 изображена примерная схема установки для удаления кислых газов согласно настоящему изобретению.
Подробное описание
Было обнаружено, что кислые газы, и в частности углекислый газ, удаляются из сырьевого газа, содержащего углекислый газ и сероводород в установках и способах, в которых испаренные газы из сырьевого газа используют для десорбирования сероводорода из обедненного физического растворителя, который также используют для удаления углекислого газа.
В особенно предпочтительных вариантах предполагается, что стриппинг-колонна работает при давлении вакуума (обычно примерно от 1-10 фунтов/кв.дюйм), в которую очищающий газ подают испаренным при высоком давлении и среднем давлении в процессе регенерации растворителя. Кроме того, предпочтительно, чтобы условия испарения при высоком давлении и среднем давлении и количество испаренных газов предпочтительно были выбраны так, что газы испарения содержат, в основном, легкие углеводороды и некоторое количество углекислого газа, но, по существу, не содержат сероводорода (т.е. менее 1000 ч./млн, обычно меньше 100 ч./млн и более типично менее 10 ч./млн). Таким образом, следует понимать, что вакуумная стриппинг-колонна может производить обедненный растворитель, который
- 2 009089 обеднен сероводородом (т.е. менее чем 10 ч./млн), и она подходит для обработки серосодержащего газа до получения низкого уровня сероводорода.
В используемом в данном описании смысле термин «изотермический градиент» в связи с физическим растворителем в абсорбере означает, что температура физического растворителя в верхней части абсорбера, по существу, идентична (т.е. абсолютное отклонение температуры не больше чем 10°Р) температуре физического растворителя в средней и нижней частях абсорбера. Точно так же, термин «уменьшающийся от вершины к основанию температурный градиент» в используемом в данном описании смысле означает, что температура физического растворителя в верхней части абсорбера выше, чем температура физического растворителя в средней и/или нижней части абсорбера. Кроме того, в используемом в данном описании смысле по отношению к колонне или абсорберу термины «верхняя» и «нижняя» следует понимать по отношению друг к другу. Например, отвод или добавление потока в «верхней» части колонны или абсорбера означает, что отвод или добавление происходит в более высоком положении (относительно земли, когда колонна или абсорбер находятся в работе) чем поток, отведенный из «нижней» области той же самой колонны или абсорбера. Рассматриваемый под другим углом зрения, термин «верхняя», таким образом, может относиться к верхней половине колонны или абсорбера, тогда как термин «нижняя» может относиться к нижней половине колонны или абсорбера. Подобным образом, когда используют термин «средняя», то следует понимать, что «средняя» часть колонны или абсорбера является промежуточной по отношению к «верхней» части и «нижней» части. Однако когда используют «верхняя», «средняя» и «нижняя» по отношению к колонне или абсорберу, то не следует понимать, что такая колонна строго разделена на три части в соответствии с этими терминами.
Кроме того, в используемом в данном описании смысле термин «примерно» при использовании в связи с числовыми значениями относится к абсолютному отклонению, меньшему или равному 10% от числового значения, если не оговорено особо. Поэтому, например, термин «примерно 10 мол.%» содержит диапазон от 9 мол.% (включительно) до 11 мол.% (включительно).
В предпочтительном варианте, который изображен на фиг. 2, установка содержит устройство для дегидратации газа 101 (обычно на основе ТЭГ или молекулярного сита), которое удаляет содержащуюся воду из сырьевого газа 1 до точки росы около -40°Р, образуя поток высушенного газа 2.
Особенно предпочтительно поток обработанного сырьевого газа 2 далее охлаждается (обычно от -10 до 30°Р) в теплообменнике 102 при использовании верхнего потока абсорбера 11 как хладагента для образования охлажденного потока обработанного сырьевого газа 5, который разделяется в сепараторе 103 на жидкий поток 3 и поток пара 7. Поток 3 содержит, в основном, С5+ компоненты, которые могут быть далее извлечены как рыночный продукт ΝΟΗ Поток 7, обедненный С5+ компонентами, смешивается с комбинированным рециркулирующим потоком 8, чтобы образовать поток 9, который далее охлаждается в теплообменнике 104. Теплообменник 104 использует охлаждение, обеспечиваемое потоком обогащенного растворителя 28, давление которого снижено до атмосферного давления, и далее охлаждает поток 9 обычно от -15 до -45°Р, таким образом, образуя охлажденный поток 10. Охлажденный таким образом поток 10 поступает в абсорбер 105 в нижнюю часть абсорбера.
Должно быть особенно понятно, что охлаждение потока обработанного сырьевого газа до относительно низкой температуры (например, примерно от -15 до -45°Р) будет поддерживать температуру нижней части абсорбера на особенно низком уровне (например, примерно от 0 до -40°Р), что преимущественно увеличивает степени наполнения кислым газом обогащенного растворителя и таким образом снижает циркуляцию растворителя, потери метана и/или углеводородов. Кроме того, предпочтительно использовать боковой охладитель 108 для регулировки и/или поддержания температуры нижней секции абсорбера 105 при заранее заданной температуре абсорбции. В таких устройствах поток полуобогащенного растворителя 13 (созданный абсорбцией кислого газа в верхней части абсорбера) прокачивается насосом бокового охладителя 106 (по пути потока 14) и охлаждается в боковом охладителе 108 с использованием в качестве хладагента потока испаренного обогащенного растворителя 21 из гидравлической турбины 111. Охлажденный таким образом поток полуобедненного растворителя 15, обычно при температуре от -10 до -40°Р, возвращается в нижнюю секцию абсорбера 105. Далее особенно предпочтительно, чтобы хладагент для бокового холодильника 108 обеспечивался потоком испаренного обогащенного растворителя 20 (потоком испаренного обогащенного растворителя со сниженным давлением) через гидравлическую турбину 111. Однако следует понимать, что охлаждение может также быть обеспечено другими различными хладагентами и подходящие хладагенты могут быть внутренними (т.е. произведенными на установке) или внешними (например, охлаждение пропаном).
Таким образом, подходящие боковые охладители можно успешно использовать для поддержания оптимальной температуры абсорбции для эффективной абсорбции кислого газа. Следовательно, следует понимать, что в таких установках среднюю часть абсорбера следует предпочтительно использовать при более низкой температуре, чем верхнюю часть абсорбера, что является особенно желательным, когда растворитель загружен кислым газом (растворитель всегда будет проявлять более низкую вязкость и более низкое поверхностное натяжение).
После подачи в абсорбер полуобогащенный растворитель 15 будет затем далее абсорбировать углекислый газ из сырьевого газа, таким образом, образуя обогащенный растворитель 16, который выходит
- 3 009089 из абсорбера через первую гидравлическую турбину 107. Первая гидравлическая турбина 107 понижает давление в основании абсорбера обычно до значения, приблизительно равного половине давления сырьевого газа, таким образом, охлаждая обогащенный растворитель примерно от -5 до -35°Р с образованием потока обогащенного растворителя со сниженным давлением 17. Следует понимать, что в таких установках гидравлическая турбина выполняет работу энергетически эффективного устройства, так как она создает охлаждение, понижая температуру посредством расширения и испарения содержащегося кислого газа, при этом обеспечивая работу вала турбины, чтобы совершить работу (например, приведение в действие насоса для циркуляции растворителя).
Обогащенный растворитель 17 после теплового обмена с потоком кислого газа 41 испаряется в сепаратор 110, который производит первый испаренный поток пара углеводорода 19, который разделяется на рециркулирующий поток 47 и очищающий поток 48. Поток 47 сжимается с помощью рециркуляционного компрессора 124 и возвращается в абсорбер 105, в то время как давление потока 48 понижается и он подается в вакуумную стриппинг-колонну 118 в виде потока 52. Что касается соотношения разделения потоков 47 и 48, то, как правило, предпочтительно, чтобы поток 48 составлял примерно от 5 до 30% от общей струи потока 19. Испаренный таким образом поток растворителя 20 расширяется в гидравлической турбине 111 до давления, уменьшенного наполовину, чтобы образовать поток расширенного обогащенного растворителя 21 (обычно от -20 до -40°Р), который используют для охлаждения потока полуобогащенного растворителя 14 в теплообменнике 108. Нагретый обогащенный растворитель 22 из теплообменника 108, обычно от 10 до -10°Р, разделяется в сепараторе 112, который производит второй испаренный поток пара углеводорода 23, который затем разделяется на рециркулирующий поток 49 и очищающий поток 50. Поток 4 9 сжимается с помощью рециркуляционного компрессора 124 и возвращается в абсорбер 105, в то время как давление потока 50 понижается и он подается в вакуумную стриппингколонну 118 в виде потока 51. Что касается соотношения при разделении потоков 49 и 50, то, как правило, предпочтительно, чтобы поток 50 составлял обычно примерно от 10 до 50% от общей струи потока 23. Давление потока испаренной жидкости 24 из сепаратора 112 далее понижается в расширительном клапане 1Т обычно до давления, уменьшенного наполовину, таким образом, охлаждая обогащенный растворитель от 5 до -15°Р. Таким образом, испаренный растворитель 25 разделяется в сепараторе 114, который производит третий испаренный углеводородный пар (третий рециркулирующий углеводородный поток 26), который подвергается рециркуляции с помощью рециркуляционного компрессора 124. Мощность, произведенная первой и второй гидравлическими турбинами 107 и 111, предпочтительно используется для обеспечения части требуемой мощности насоса для обедненного растворителя 119, вакуумного насоса 120 и/или для генерации мощности.
Давление испаренной жидкости 27 из сепаратора 114 понижается в расширительном клапане 1Т 115 до давления выше атмосферного, таким образом, далее охлаждая обогащенный растворитель от -20 до -45°Т, который затем используется для охлаждения сырьевого газа в теплообменнике 104. Нагретый обогащенный растворитель 29 из теплообменника 104, обычно при температуре от 0 до -40°Т, затем разделяется в сепараторе 116 при атмосферном давлении, создавая поток испаренного кислого газа 30.
Растворитель, испаренный при атмосферном давлении 31, расширяется через клапан 1Т 117 до давления вакуума (обычно примерно от 1 до 10 фунтов/кв.дюйм), образуя поток 32, который подают в вакуумную стриппинг-колонну 118, которая производит поток кислого газа 33 и поток обедненного растворителя 34. Вакуумная стриппинг-колонна предпочтительно содержит верхнюю секцию и нижнюю секцию, которые снабжаются очищающим газом 51 из испарительного барабана 112 и очищающим газом 52, подаваемым из испарительного барабана 110, соответственно. Следует понимать, что число секций для десорбции, источников очищающего газа и/или количество очищающих газов может быть различно в зависимости от составов сырьевого газа. Более того, там, где сырьевой газ имеет относительно высокое содержание сероводорода, может быть добавлена третья секция для десорбции с использованием части потока испаренного пара 26 из сепаратора 114. Альтернативно, возможна одна секция для десорбции с очищающим газом, подаваемым только из одного из испаренных потоков, если в сырьевом газе концентрация сероводорода является относительно низкой. Полученный таким образом сверхобедненный растворитель 34 нагнетают насосом 119 для обедненного растворителя до давления абсорбера для адсорбции кислого газа через поток сжатого сверхобедненного растворителя 35. Сероводородсодержащий кислый газ 33 затем может быть сжат с помощью вакуумного насоса 120, чтобы образовать поток сжатого кислого газа 37.
В тех случаях, когда особенно желательно увеличение нефтеотдачи пласта или нагнетание кислого газа, предпочтительно, чтобы рассмотренные варианты осуществления изобретения включали теплообменник 109, который используется для охлаждения потока кислого газа 41 с использованием потока обогащенного растворителя со сниженным давлением 17 от гидравлической турбины 107. Кроме того, испаренный кислый газ 33 сжимается в вакуумном насосе 120 до атмосферного давления, объединяется с потоком 36, чтобы образовать поток 38, и далее сжимается в компрессоре 121. Поток сжатого кислого газа 39 охлаждается до его жидкого состояния (в потоке 43) с помощью теплообменников 122, 123 и 109. Может требоваться необязательный внешний конденсатор 124 с внешним охлаждением (44) для дополнительного режима охлаждения требуемого для конденсации кислого газа. Кислый газ в виде жидкости
- 4 009089 затем нагнетают насосом 125 в поток 46 для обратной закачки для повышенной нефтеотдачи пласта обычно при 4000 фунтов/кв.дюйм.
Таким образом, следует понимать, что содержание углекислого газа в сырьевом газе будет обеспечивать понижение температуры для охлаждения растворителя, а также режим сжижения потока углекислого газа с помощью расширения обогащенного растворителя гидравлическими турбинами и клапанами ТГ. Кроме того, следует понимать, что если требуется дополнительное охлаждение (например, при относительно низком давлении подачи), то охлаждение для растворителя может быть обеспечено охлаждением в ТГ с помощью рециркуляционного газового компрессора 124, осуществляющим сжатие до более высокого давления, растворитель может быть охлажден в теплообменнике 125, и его давление снижено с использованием клапана ТГ 140, образующего охлажденный поток 8, и он подан к абсорберу. Особенно подходящие альтернативные устройства на газообрабатывающих установках, которые можно модифицировать так, чтобы они включали рассмотренные устройства согласно настоящему изобретению, описаны в поданной для совместного рассмотрения международной заявке на выдачу патента авторов данного изобретения с регистрационным номером РСТ/И802/29810, поданной 17 сентября 2002г., которая включена в данное описание в виде ссылки.
Что касается подходящих сырьевых газов, то предполагается, что подходят многочисленные природные и синтетические сырьевые газы. Однако особенно предпочтительные сырьевые газы включают природный газ, и особенно природный газ с углекислым газом, который составляет по меньшей мере около 5 мол.%, более обычно по меньшей мере примерно 10 мол.% и наиболее обычно по меньшей мере 10-75 мол.%, и с содержанием сероводорода, которое составляет по меньшей мере 50 ч./млн, более обычно по меньшей мере 500 ч./млн и наиболее обычно по меньшей мере 1%. Поэтому особенно подходящие потоки подачи включают потоки подачи природного газа от нефти и месторождений газа, как, например, на Аляске, в Норвегии, Юго-восточной Азии и Мексиканском заливе. Точно так же содержание кислых газов (и особенно содержание углекислого газа) подходящих сырьевых газов может варьироваться и, преимущественно, будет зависеть от источника сырьевого газа. Однако обычно предпочтительно, чтобы содержание кислых газов составляло по меньшей мере примерно 5 мол.%, более обычно по меньшей мере примерно 10 мол.% и наиболее обычно по меньшей мере 20-75 мол.%. Обычный состав сырьевого газа приведен в таблице ниже.
Кроме того, следует понимать, что давление сырьевых газов подачи может изменяться значительно и подходящие давления будут в диапазоне от атмосферного давления до нескольких тысяч фунтов/кв. дюйм. Однако особенно предпочтительно, чтобы сырьевой газ имел давление по меньшей мере 400 фунтов/кв. дюйм, более обычно по меньшей мере 1000 фунтов/кв. дюйм, еще более обычно по меньшей мере 3000 фунтов/кв.дюйм и наиболее обычно по меньшей мере 5000 фунтов/кв.дюйм. Кроме того, хотя, в общем, предполагается, что по меньшей мере часть давления сырьевого газа обусловлена давлением газа, находящегося в скважине, также следует понимать, что там, где уместно, давление также может быть увеличено с использованием одного или нескольких компрессоров.
В других вариантах осуществления изобретения предполагаемые сырьевые газы предпочтительно сушат и охлаждают до поступления в абсорбер и особенно предпочтительно, чтобы охлаждение сырьевого газа было, по меньшей мере, частично произведено полученным газом (т. е. верхним потоком абсорбера) в одном или нескольких теплообменниках. Что касается степени охлаждения, то обычно предполагается, что сырьевой газ может быть охлажден до различных температур. Поток охлажденного сырьевого газа затем может быть подан в сепаратор, в котором по меньшей мере часть С5+ компонентов, содержа
- 5 009089 щихся в сырьевом газе, удаляют из охлажденного подаваемого потока с образованием частично обедненного по С5+ дегидратированного сырьевого газа.
Образованный таким образом частично дегидратированный сырьевой газ затем может быть далее обработан, чтобы удалить высшие углеводороды (например, С6 +) и затем дополнительно дегидратирован в устройстве дегидратации (все известные устройства для дегидратации газа являются подходящими для применения). Например, дальнейшая дегидратация может быть выполнена с использованием гликоля или молекулярных сит. Дегидратация при подаче особенно выгодна, поскольку процесс абсорбции можно проводить при значительно более низкой температуре, избегая проблем, связанных с обледенением. Кроме того, полученный газ и углекислый газ получают в очень сухом состоянии, что устраняет какуюлибо дегидратацию полученного газа ниже по потоку и минимизирует конденсацию углеводорода.
Поэтому, в частности, следует понимать, что подходящие абсорберы будут работать при относительно высоком давлении и особенно высокие предполагаемые давления составляют по меньшей мере 500 фунтов/кв.дюйм, обычно по меньшей мере 1000 фунтов/кв.дюйм, еще более обычно по меньшей мере 3000 фунтов/кв.дюйм и наиболее обычно по меньшей мере 5000 фунтов/кв.дюйм. Следовательно, следует понимать, что рассматриваемые абсорберы могут работать в сверхкритической области газовой фазы. Термин «работает в сверхкритической области газовой фазы» в используемом в данном описании смысле относится к работе абсорбера в условиях, в которых по меньшей мере часть сырьевого газа, если не весь сырьевой газ, будет в сверхкритическом состоянии. Кроме того, используя процесс абсорбции сверхкритической области газовой фазы, обычно избегают конденсации углеводородов, которая в настоящее время представляет существенную проблему в ранее известных способах. В следующих рассматриваемых аспектах тип абсорбера не должен быть ограничен конкретным устройством и все известные устройства абсорберов считаются подходящими для применения в данном изобретении. Однако особенно предпочтительно контактные устройства включают устройства в виде насадки или лотка.
Относительно растворителя, используемого в рассмотренных абсорберах, следует понимать, что все физические растворители и их смеси являются подходящими. Существуют многочисленные физические растворители, известные в данной области, и предпочтительные примеры физических растворителей включают карбонатпропилен, трибутилфосфат, нормальный метилпирролидон, диметиловый эфир полиэтиленгликоля и/или различные диалкиловые эфиры полиэтиленгликоля. Альтернативно, можно использовать другие растворители, включая обогащенный третичный амин (например, пиперазин) или другой растворитель или смесь растворителей, обладающих сходным действием в качестве физического растворителя.
Следовательно, абсорбер будет обеспечивать продукт переработки газа, который обеднен кислыми газами, и особенно обеднен углекислым газом. Кроме того, следует понимать, что, так как абсорбер получает охлажденный и дегидратированный сырьевой газ, продукт переработки газа будет обычно соответствовать всем или почти всем техническим условиям для поставки газа и требованиям для транспортировки по трубопроводам высокого давления. Кроме того, должно быть особенно понятно, что обогащенный растворитель, образованный в абсорбере, может выходить из основания абсорбера при относительно высоком давлении (например, по меньшей мере 500 фунтов/кв.дюйм, более обычно от 1000 до 3000 фунтов/кв.дюйм) и может таким образом использоваться для совершения работы (например, для создания электроэнергии) и/или охлаждения различных потоков в процессе разделения.
В особенно предпочтительных вариантах давление обогащенного растворителя понижают, используют первую гидравлическую турбину, для создания механической или электрической энергии и обогащенный растворитель с пониженным давлением затем разделяют в сепараторе на углеводородсодержащий первый рециркулирующий поток и первый обогащенный растворитель, который впоследствии (необязательно) используют как хладагент для охлаждения потока углекислого газа для увеличения нефтеотдачи пласта (где углекислый газ вырабатывают из сырьевого газа). Первый углеводородсодержащий рециркулирующий поток предпочтительно подвергают рециркуляции к абсорберу, в то время как давление первого обогащенного растворителя далее понижают, используя вторую гидравлическую турбину для дополнительного создания механической или электрической энергии. Такой поток обогащенного растворителя, давление которого дополнительно снижено, затем используют в качестве хладагента в теплообменнике (предпочтительно боковом охладителе абсорбера), который охлаждает полуобогащенный растворитель в адсорбере для сохранения требуемой температуры абсорбера. После прохождения через теплообменник поток обогащенного растворителя с дополнительно пониженным давлением затем разделяют во втором сепараторе на второй обогащенный растворитель и второй углеводородсодержащий рециркулирующий поток, который подвергают рециркуляции к абсорберу. Давление потока обогащенного растворителя из второго сепаратора дополнительно понижают клапаном ТТ и затем разделяют в третьем сепараторе на третий обогащенный растворитель и третий углеводородсодержащий рециркулирующий поток, который подвергают рециркуляции к абсорберу. Давление третьего обогащенного растворителя с пониженным давлением затем дополнительно понижают до атмосферного давления, создавая охлаждение, которое необходимо для того, чтобы охладить сырьевой газ, поддерживая абсорбер при низкой температуре, требуемой для основания.
- 6 009089
В случае охлаждения, в основном, обеспечиваемого понижением давления обогащенного растворителя, в большинстве случаев охлаждения не требуется (особенно при работе под высоким подаваемым давлением), но может быть добавлено изнутри посредством охлаждения с помощью 1Т, создаваемого охладителем на основе рециркулирующего газа и клапаном 1Т, или с помощью внешнего источника с использованием теплообменника с хладагентом. Кроме того, конкретную последовательность теплообменников можно варьировать в зависимости от сырьевого газа, циркуляции растворителя и требований к режиму сжижения углекислого газа. Например, первый обогащенный растворитель с пониженным давлением может быть использован для охлаждения сырьевого газа вместо потока углекислого газа, а второй обогащенный растворитель с пониженным давлением может быть использован для конденсации потока углекислого газа вместо бокового охладителя и третий охладитель на обогащенном растворителе с пониженным давлением может использоваться в качестве бокового охладителя вместо абсорбера. Следовательно, в предпочтительных вариантах осуществления изобретения обедненный растворитель образуется при более высоких температурах с желательными тепловыми физическими свойствами, которые увеличивают гидродинамическую пропускную способность процесса абсорбции, а обогащенный растворитель образуется при самой низкой возможной температуре, чтобы максимизировать емкость растворителя в отношении удерживания углекислого газа. Поэтому рассмотренные варианты способа будут обеспечивать в результате пониженную циркуляцию растворителя, более низкие потери метана и углеводородов и более низкое потребление энергии, чем известные в настоящее время способы удаления кислых газов, основанные на растворителях.
Испарение обогащенного растворителя может быть выполнено в различных установках, и, в общем, предполагается, что для применения в данном изобретении подходят все известные установки. Однако обычно предпочтительно, что давление обогащенного растворителя (после совершения работы и/или охлаждения) далее понижают до давления, достаточного для высвобождения по меньшей мере 70% (более обычно по меньшей мере 90% и наиболее обычно по меньшей мере 95%) растворенного углекислого газа. Полученный таким образом углекислый газ затем отделяют в сепараторе (обычно работающем при атмосферном и субатмосферном давлении) от обедненного растворителя. Особенно следует понимать, что созданный таким образом поток углекислого газа имеет содержание углекислого газа более 90% и более обычно по меньшей мере 95%. Соответственно, образованный таким образом поток углекислого газа особенно подходит для использования в способе увеличения нефтеотдачи пласта.
В следующих рассматриваемых вариантах осуществления изобретения давление обедненного растворителя из сепаратора далее понижается с помощью клапана ТГ и подается в вакуумный сепаратор. Предпочтительные вакуумные сепараторы работают при давлении примерно от 1 до 10 фунтов/кв.дюйм, которое может быть создано вакуумным насосом с гидравлическим затвором. Остаточный углекислый газ (обычно с чистотой по меньшей мере 95%) из обедненного растворителя удаляется в вакуумном сепараторе и может также быть использован при увеличении нефтеотдачи пласта или нагнетании кислого газа. Физический растворитель затем регенерируется в стриппинг-колонне в условиях глубокого вакуума с помощью очищающего газа, подаваемого от испарительных барабанов и подвергаемого рециркуляции к абсорберу с помощью насоса для обедненного растворителя. В особенно предпочтительных вариантах в вакуумном сепараторе может быть использован обедненный газ (например, часть продукта переработки газа) в качестве очищающего газа, чтобы получить сверхобедненный растворитель. Однако в альтернативных вариантах различные газы, включая продукт переработки газа, являются также подходящими, так же, как газы от других потоков в пределах установки и даже азот или воздух. Кроме того, следует понимать, что применение вакуумной стриппинг-колонны в таких установках дает очень обедненный растворитель, способный к созданию обработанного газа с концентрацией углекислого газа обычно меньше чем 1000 ч./млн и концентрацией сероводорода меньше чем 4 ч./млн. Поэтому термин «сверхобедненный растворитель» в используемом в данном описании смысле относится к растворителю, который содержит не больше чем 10 ч./млн сероводорода и наиболее обычно не больше чем 4 ч./млн сероводорода.
Таким образом, рассмотренные варианты будут обеспечивать газ подходящего для трубопровода качества под высоким давлением и поток жидкого углекислого газа, который можно использовать для увеличения нефтеотдачи пласта, где охлаждение создается на основе последовательного понижения давления обогащенных растворителей. В особенно предпочтительных устройствах установки по удалению кислых газов могут работать без внешнего охлаждения и при более высоком давлении, такие установки будут осуществлять охлаждение, которое может быть использовано для конденсации углекислого газа для дальнейшего применения с целью увеличения нефтеотдачи пласта. Помимо обеспечения хладагента для удаления теплоты абсорбции из абсорбера последовательное понижение давления будет возвращать пары испарения, содержащие метан и углеводороды, к абсорберу, которые, по существу, полностью извлекаются во время процессов рециркуляции. Кроме того, продукт переработки газа из абсорбера и растворителя с давлением, пониженным до атмосферного давления, используется для охлаждения сырьевого газа, направляемого к абсорберу, поддерживая температуру нижней части абсорбера в требуемой области низких температур. Поэтому предполагается, что устройство для теплообмена дает либо температурный профиль абсорбера, очень близкий к изотермическому, либо профиль понижающейся температу
- 7 009089 ры, приводя в результате к благоприятным физическим свойствам, которые улучшают пропускную способность гидродинамических колонн и эффективность абсорбции.
В особенно предпочтительных вариантах и в случае, когда сырьевой газ содержит природный газ, следует понимать, что продукт переработки газа содержит по меньшей мере 90%, более обычно по меньшей мере 95% и наиболее обычно по меньшей мере 99% природного газа, присутствующего в сырьевом газе. Не имея желания быть связанными с какой-либо теорией или гипотезой, предполагают, что такое относительно высокое извлечение природного газа в продукте переработки газа достигают обеспечением по меньшей мере одного и более, предпочтительно трех углеводородсодержащих рециркулирующих потоков назад к абсорберу и/или с помощью работы абсорбера с изотермическим или уменьшающимся от вершины к основанию температурным градиентом. Подходящими рециркуляционными газовыми компрессорами являются все компрессоры, которые обеспечивают сжатие первого и второго углеводородсодержащих рециркулирующих газового потока до давления, равного или примерно равного давлению охлажденного и дегидратированного сырьевого газа. Подобным образом предполагают, что насос для обедненного растворителя будет обеспечивать давление растворителя, подходящее для введения обедненного растворителя в абсорбер.
Следовательно, предполагают, что варианты осуществления изобретения будут значительно снижать общее потребление энергии и капитальные затраты по сравнению с обычными способами удаления углекислого газа при высоком парциальном давлении углекислого газа с использованием амина или других физических растворителей или мембран. Кроме того, в установках и способах вообще не будут использоваться источники внешнего тепла или охлаждения, таким образом, дополнительно снижая потребление энергии. Кроме того, проекты по увеличению нефтеотдачи пласта будут часто сталкиваться с увеличением концентрации углекислого газа в сырьевом газе, обычно от 10% до таких высоких значений, как 60%. Рассматриваемые устройства и способы могут быть приспособлены к указанным изменениям с существенно той же самой циркуляцией растворителя.
Следующее преимущество способа состоит в том, что такой способ, по существу, является некоррозийным способом вследствие работы при низкой температуре и отсутствия воды в физическом растворителе. Напротив, обычные устройства на основе амина для удаления углекислого газа, как правило, более сложны для работы и обслуживания, так как технологические процессы обладают тенденцией быть коррозийными и часто требуют антипенных и антикоррозийных вспрыскиваний во время работы. Кроме того, другое преимущество способа с использованием физических растворителей состоит в том, что, в отличие от аминовых способов, скорость циркуляции растворителя менее чувствительна к увеличению парциального давление углекислого газа, поскольку наполнение углекислого газа в обогащенном растворителе просто увеличивается с увеличивающейся концентрацией углекислого газа в сырьевом газе. В устройстве с использованием амина скорость циркуляции амина должна бы увеличиться линейно по мере увеличения содержания углекислого газа.
Еще одно преимущество способа с использованием физических растворителей заключается в их простоте и устойчивости к замораживанию по сравнению с известными аминовыми способами обработки, таким образом, требуется меньшее поддерживание внезаводскими и сервисными системами, например паровыми котлами. Например, установка, обрабатывающая сырьевой газ с высоким содержанием углекислого газа, может не требовать какого-либо режима охлаждения, так как испарение углекислого газа из обогащенного растворителя будет обеспечивать необходимое охлаждение и регенерацию. Кроме того, следует отметить, что работа установки с вакуумной регенерацией, осуществляемой с помощью очищающего газа, позволяет достигать очень низкого уровня остаточного содержания углекислого газа и сероводорода.
Следовательно, установка будет включать вакуумную стриппинг-колонну, которая получает обедненный сероводородсодержащий физический растворитель и в которой очищающий газ, по существу, не содержащий сероводорода, обеспечивают с помощью по меньшей мере одного резервуара испарения при высоком давлении и резервуара испарения при среднем давлении. Термин «обедненный сероводородсодержащий физический растворитель» в используемом в данном описании смысле относится к физическому растворителю, из которого по меньшей мере часть кислого газа (обычно углекислого газа), содержащегося в физическом растворителе, была удалена в процессе испарения и который содержит по меньшей мере 100 ч./млн, а более обычно по меньшей мере 200 ч./млн сероводорода. Кроме того, как показано в данном описании, термин «очищающий газ, по существу, не содержащий сероводорода» относится к очищающему газу, который содержит меньше чем 1000 ч./млн, а более обычно меньше чем 10 ч./млн сероводорода.
Кроме того, следует понимать, что заводские установки используют только один резервуар испарения, который может работать как резервуар испарения при высоком давлении или резервуар испарения при среднем давлении.
В особенно предпочтительных вариантах обедненный сероводородсодержащий физический растворитель содержит по меньшей мере 100 ч./млн сероводорода, а вакуумная стриппинг-колонна производит из обедненного сероводородсодержащего физического растворителя сверхобедненный растворитель, содержащий менее чем 100 ч./млн сероводорода, и наиболее предпочтительно сверхобедненный раство
- 8 009089 ритель, содержащий менее чем 10 ч./млн сероводорода. В то время, как все физические растворители (и нефизические растворители, следуя закону Генри) вообще рассматриваются подходящими для применения в данном изобретении, особенно предпочтительные физические растворители включают РЬиОВЗОЬУЕЫТ™ (карбонат пропилена), ΝΜΡ (нормальный метилпиролидон), §ЕЬЕХОЬ™ (диметиловый эфир полиэтиленгликоля) и ТБФ (трибутилфосфат).
Что касается очищающего газа, как правило, предполагается, что резервуар испарения при высоком давлении и/или резервуар испарения при среднем давлении работает при температуре и/или давлении, которые создают часть пара в резервуаре, который является, по существу, не содержащим сероводорода (т.е. содержит менее чем 1000 ч./млн и более обычно менее чем 10 ч./млн сероводорода). Таким образом, в большинстве установок очищающий газ, по существу, не содержащий сероводорода, содержит по меньшей мере 95 мол.% углекислого газа. Кроме того, следует понимать, что выделенные кислые газы могут быть преимущественно повторно впрыснуты в конструкцию для секвестрации и/или для увеличения нефтеотдачи пласта. Поэтому подходящие установки могут включать сепаратор, в котором кислый газ отделяется от обогащенного растворителя, таким образом, создавая обедненный сероводородсодержащий физический растворитель, где часть кислоты сжимается и впрыскивается в конструкцию, и вакуумная стриппинг-колонна, кроме того, производит второй кислый газ, который объединяется с кислым газом из сепаратора.
Таким образом, раскрыты конкретные варианты осуществления и применения установки и способа для улучшенного удаления кислых газов. Однако специалистам в данной области должно быть понятно, что еще много модификаций кроме уже описанных являются возможными без отступления от концепций данного изобретения, приведенных в настоящем описании. Предмет изобретения поэтому не должен быть ограничен, за исключением сущности, описанной в прилагаемой формуле изобретения. Кроме того, при интерпретации как описания, так и формулы изобретения все термины должны интерпретироваться самым широким возможным образом, совместимым с контекстом. В частности, термины «содержит» и «содержащий» следует интерпретировать как относящиеся к элементам, компонентам или стадиям без исключения, указывая, что указанные элементы, компоненты или стадии могут присутствовать, или использоваться, или объединяться с другими элементами, компонентами или стадиями, на которые явно не ссылаются.
Claims (13)
1. Установка для удаления кислых газов из потока углеводородсодержащего сырьевого газа, включающего по меньшей мере 10 мол.% углекислого газа и по меньшей мере 500 ч./млн сероводорода, содержащая последовательно соединенные по текучей среде абсорбер со средством подключения к источнику сырьевого газа, по меньшей мере один первый резервуар для испарения при высоком давлении обогащенного физического растворителя и отделения от него углеводородсодержащего газа, второй резервуар для испарения при среднем давлении обогащенного физического растворителя и отделения от него углеводородсодержащего газа, сепаратор для отделения углекислого газа от испаренного обогащенного физического растворителя и вакуумную стриппинг-колонну для получения сверхобедненного физического растворителя из обедненного сероводородсодержащего физического растворителя, причем вход абсорбера соединен с выходом сверхобедненного физического растворителя вакуумной стриппингколонны, а входы для очищающего газа вакуумной стриппинг-колонны соединены с выходами испаренного, по существу, не содержащего сероводород углеводородсодержащего газа по меньшей мере одного первого резервуара и второго резервуара.
2. Установка по п.1, в которой абсорбер выполнен с возможностью работы с изотермическим градиентом или с уменьшающимся от вершины к основанию температурным градиентом.
3. Установка по п.1, которая дополнительно содержит дегидратор, устанавливаемый между источником сырьевого газа и абсорбером, в котором сырьевой газ, по меньшей мере, частично дегидратируется, и теплообменник, выполненный с возможностью охлаждения, по меньшей мере, частично дегидратированного сырьевого газа, используя обогащенный растворитель.
4. Установка по п.1, в которой обедненный сероводородсодержащий физический растворитель содержит по меньшей мере 100 ч./млн сероводорода и сверхобедненный физический растворитель содержит менее чем 100 ч./млн сероводорода.
5. Установка по п.4, в которой сверхобедненный растворитель содержит менее чем 10 ч./млн сероводорода.
6. Установка по п.1, в которой обедненный сероводородсодержащий физический растворитель выбран из группы, состоящей из карбоната пропилена, н-метилпиролидона, диметилового эфира полиэтиленгликоля и трибутилфосфата.
7. Установка по п.1, в которой очищающий газ, по существу, не содержащий сероводород, содержит по меньшей мере 95 мол.% углекислого газа.
8. Установка по п.7, в которой вакуумная стриппинг-колонна дополнительно производит второй кислый газ, который объединяется с кислым газом из сепаратора.
- 9 009089
9. Способ производства сверхобедненного физического растворителя, включающий подачу обогащенного кислым газом, представляющим собой смесь углекислого газа и сероводорода, физического растворителя по меньшей мере в один первый резервуар для испарения при высоком давлении обогащенного физического растворителя и отделения от него не содержащего сероводород газа, и затем во второй резервуар для испарения при среднем давлении обогащенного физического растворителя и отделения от него не содержащего сероводород газа, получение по меньшей мере в одном первом резервуаре и втором резервуаре газа, по существу, не содержащего сероводород, и испаренного обогащенного физического растворителя, после чего испаренный обогащенный физический растворитель подают в сепаратор для отделения углекислого газа из испаренного обогащенного физического растворителя и получения при этом обедненного сероводородсодержащего физического растворителя, и десорбцию сероводорода из обедненного сероводородсодержащего физического растворителя в вакуумной стриппингколонне, используя для этого газ, по существу, не содержащий сероводород, по меньшей мере из одного первого и второго резервуаров для получения сверхобедненного физического растворителя.
10. Способ по п.9, дополнительно включающий подачу сверхобедненного физического растворителя в абсорбер и использование абсорбера, работающего с изотермическим градиентом или с уменьшающимся от вершины к основанию температурным градиентом.
11. Способ по п.10, дополнительно включающий подачу сырьевого газа в абсорбер при давлении по меньшей мере 1000 фунтов/кв.дюйм, причем сырьевой газ содержит по меньшей мере 10 мол.% углекислого газа и по меньшей мере 500 ч./млн сероводорода.
12. Способ по п.9, при котором обедненный сероводородсодержащий физический растворитель выбран из группы, состоящей из карбоната пропилена, н-метилпиролидона, диметилового эфира полиэтиленгликоля и трибутилфосфата.
13. Способ по п.9, при котором адсорбционный газ, по существу, не содержащий сероводород, содержит по меньшей мере 95 мол.% углекислого газа.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US43325702P | 2002-12-12 | 2002-12-12 | |
| PCT/US2003/039776 WO2004052511A1 (en) | 2002-12-12 | 2003-12-11 | Configurations and methods of acid gas removal |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200500950A1 EA200500950A1 (ru) | 2005-12-29 |
| EA009089B1 true EA009089B1 (ru) | 2007-10-26 |
Family
ID=32508029
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200500950A EA009089B1 (ru) | 2002-12-12 | 2003-12-11 | Установка и способ удаления кислых газов |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7637987B2 (ru) |
| EP (1) | EP1569740B1 (ru) |
| JP (1) | JP4105697B2 (ru) |
| CN (1) | CN100339150C (ru) |
| AT (1) | ATE505254T1 (ru) |
| AU (1) | AU2003297063B2 (ru) |
| CA (1) | CA2503404C (ru) |
| DE (1) | DE60336752D1 (ru) |
| EA (1) | EA009089B1 (ru) |
| ES (1) | ES2365474T3 (ru) |
| MX (1) | MXPA05006126A (ru) |
| WO (1) | WO2004052511A1 (ru) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2484882C2 (ru) * | 2007-11-01 | 2013-06-20 | Альстом Текнолоджи Лтд | Способ удаления co2 (варианты) |
| US8927450B2 (en) | 2009-10-19 | 2015-01-06 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Reclaiming method |
| RU2630085C1 (ru) * | 2016-11-22 | 2017-09-05 | Андрей Владиславович Курочкин | Устройство для абсорбции кислых газов |
| WO2022032266A1 (en) * | 2020-08-01 | 2022-02-10 | Honeywell International Inc. | Renewable transportation fuel process with thermal oxidation system |
| WO2022032267A1 (en) * | 2020-08-04 | 2022-02-10 | Honeywell International Inc. | Pitch destruction processes using thermal oxidation system |
Families Citing this family (110)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE10324694A1 (de) * | 2003-05-28 | 2004-12-23 | Uhde Gmbh | Verfahren zur Entfernung von Sauergasen aus unter Druck befindlichem, mit Sauergasverbindungen verunreinigtem Erdgas und Gewinnung der entfernten Sauergase auf erhöhtem Druckniveau |
| NZ544796A (en) * | 2003-07-22 | 2009-09-25 | Dow Global Technologies Inc | Regeneration of acid gas-containing treatment fluids |
| ATE428486T1 (de) * | 2003-09-09 | 2009-05-15 | Fluor Corp | Verbesserte lösungsmittelverwendung und regenration |
| MX2007001367A (es) | 2004-08-06 | 2007-04-10 | Eig Inc | Ultra limpieza de gases de combustion, incluyendo la eliminacion de co2. |
| DE102005025958A1 (de) | 2005-06-03 | 2006-12-07 | Uhde Gmbh | Verfahren zur Abreicherung von Schwefelwasserstoff in Erdgas |
| DE102005030028A1 (de) * | 2005-06-27 | 2006-12-28 | Uhde Gmbh | Verfahren und Vorrichtung zur Absorption von Sauergas aus Erdgas |
| WO2007133595A2 (en) * | 2006-05-08 | 2007-11-22 | The Board Of Trustees Of The University Of Illinois | Integrated vacuum absorption steam cycle gas separation |
| US7883569B2 (en) | 2007-02-12 | 2011-02-08 | Donald Leo Stinson | Natural gas processing system |
| WO2009020473A1 (en) * | 2007-08-09 | 2009-02-12 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and methods for fuel gas treatment with total sulfur removal and olefin saturation |
| DE102007048565B3 (de) * | 2007-10-09 | 2009-01-22 | Dge Dr.-Ing. Günther Engineering Gmbh | Verfahren und Anlage zur Regeneration einer bei der Reinigung von Gasen anfallenden aminhaltigen Waschlösung |
| US7892324B2 (en) * | 2007-10-10 | 2011-02-22 | General Electric Company | Systems and methods for carbon dioxide capture |
| US8182577B2 (en) | 2007-10-22 | 2012-05-22 | Alstom Technology Ltd | Multi-stage CO2 removal system and method for processing a flue gas stream |
| US7862788B2 (en) | 2007-12-05 | 2011-01-04 | Alstom Technology Ltd | Promoter enhanced chilled ammonia based system and method for removal of CO2 from flue gas stream |
| CN101970079B (zh) * | 2008-02-18 | 2013-09-04 | 氟石科技公司 | 再生器构造和具有降低的蒸汽需求的方法 |
| US7967896B2 (en) * | 2008-03-26 | 2011-06-28 | Uop Llc | Use of hydraulic turbocharger for recovering energy from high pressure solvents in gasification and natural gas applications |
| US7935178B2 (en) * | 2008-03-26 | 2011-05-03 | Uop Llc | Use of a biphasic turbine in a process for recovering energy in gasification and natural gas applications |
| US20090241778A1 (en) * | 2008-03-26 | 2009-10-01 | Lechnick William J | Use of Solvent Stream as Motive Fluid in Ejector Unit for Regenerating Solvent for Absorption Unit |
| US8696797B2 (en) * | 2008-05-30 | 2014-04-15 | General Electric Company | Carbon dioxide removal from synthesis gas at elevated pressure |
| WO2010005797A2 (en) * | 2008-07-10 | 2010-01-14 | Shell Oil Company | A method of treating a hydrocarbon gas stream having a high carbon dioxide concentration by using a lean solvent containing aqueous ammonia |
| US7846240B2 (en) | 2008-10-02 | 2010-12-07 | Alstom Technology Ltd | Chilled ammonia based CO2 capture system with water wash system |
| EP2337624A4 (en) * | 2008-10-02 | 2012-06-27 | Fluor Tech Corp | CONFIGURATIONS AND METHODS FOR REMOVING ACID GAS AT HIGH PRESSURE |
| EP2181754A1 (de) * | 2008-10-31 | 2010-05-05 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren und Vorrichtung zum Abtrennen von Kohlendioxid aus einem Abgas einer fossilbefeuerten Kraftwerksanlage |
| US8404027B2 (en) | 2008-11-04 | 2013-03-26 | Alstom Technology Ltd | Reabsorber for ammonia stripper offgas |
| DE102008062387A1 (de) * | 2008-12-17 | 2010-07-01 | Uhde Gmbh | Verfahren zur Reinigung von technischen Gasen und Gewinnung von Sauergasen |
| US7785399B2 (en) * | 2009-01-16 | 2010-08-31 | Uop Llc | Heat integration for hot solvent stripping loop in an acid gas removal process |
| AU2010230052B2 (en) * | 2009-03-25 | 2013-12-05 | Fluor Technologies Corporation | Improved configurations and methods for high pressure acid gas removal |
| US8292989B2 (en) | 2009-10-30 | 2012-10-23 | Alstom Technology Ltd | Gas stream processing |
| MY155414A (en) | 2009-04-20 | 2015-10-15 | Exxonmobil Upstream Res Co | Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream, and method of removing acid gases |
| US20100319254A1 (en) * | 2009-06-17 | 2010-12-23 | Thacker Pradeep S | Methods and system for separating carbon dioxide from syngas |
| US7811361B2 (en) * | 2009-06-30 | 2010-10-12 | Uop Llc | Process for a gas removal zone |
| MY161120A (en) | 2009-09-09 | 2017-04-14 | Exxonmobil Upstream Res Co | Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream |
| US8309047B2 (en) | 2009-09-15 | 2012-11-13 | Alstom Technology Ltd | Method and system for removal of carbon dioxide from a process gas |
| US8790605B2 (en) | 2009-09-15 | 2014-07-29 | Alstom Technology Ltd | Method for removal of carbon dioxide from a process gas |
| US8784761B2 (en) | 2009-11-20 | 2014-07-22 | Alstom Technology Ltd | Single absorber vessel to capture CO2 |
| US8876960B2 (en) * | 2009-09-16 | 2014-11-04 | Chevron U.S.A Inc. | Method and system for transporting and processing sour fluids |
| EP2477724A4 (en) * | 2009-09-18 | 2013-12-18 | Fluor Tech Corp | CONFIGURATIONS AND METHODS FOR HIGH PRESSURE CO2 REMOVAL |
| US8518156B2 (en) | 2009-09-21 | 2013-08-27 | Alstom Technology Ltd | Method and system for regenerating a solution used in a wash vessel |
| WO2011041361A1 (en) | 2009-09-29 | 2011-04-07 | Fluor Technologies Corporation | Gas purification configurations and methods |
| EP2322265A1 (en) | 2009-11-12 | 2011-05-18 | Alstom Technology Ltd | Flue gas treatment system |
| US8293200B2 (en) | 2009-12-17 | 2012-10-23 | Alstom Technology Ltd | Desulfurization of, and removal of carbon dioxide from, gas mixtures |
| BR112012017599A2 (pt) | 2010-01-22 | 2016-08-16 | Exxonmobil Upstream Res Co | remoção de gases ácidos de um fluxo de gás, com captura e sequestro de co2 |
| CN102905772A (zh) * | 2010-02-17 | 2013-01-30 | 氟石科技公司 | 在制备超低硫气体中清除高压酸气体的构造和方法 |
| JP2011206740A (ja) * | 2010-03-30 | 2011-10-20 | Mitsui Zosen Environment Engineering Corp | 被処理ガスの精製処理装置 |
| US8419843B2 (en) | 2010-05-18 | 2013-04-16 | General Electric Company | System for integrating acid gas removal and carbon capture |
| US8562719B2 (en) * | 2010-07-06 | 2013-10-22 | General Electric Company | System for acid gas removal |
| US8728209B2 (en) | 2010-09-13 | 2014-05-20 | Alstom Technology Ltd | Method and system for reducing energy requirements of a CO2 capture system |
| US8623307B2 (en) | 2010-09-14 | 2014-01-07 | Alstom Technology Ltd. | Process gas treatment system |
| CN103402608A (zh) * | 2010-11-30 | 2013-11-20 | 氟石科技公司 | 气化装置的构造和方法 |
| US10451344B2 (en) | 2010-12-23 | 2019-10-22 | Fluor Technologies Corporation | Ethane recovery and ethane rejection methods and configurations |
| US8329128B2 (en) | 2011-02-01 | 2012-12-11 | Alstom Technology Ltd | Gas treatment process and system |
| US9028784B2 (en) | 2011-02-15 | 2015-05-12 | Alstom Technology Ltd | Process and system for cleaning a gas stream |
| PL2683465T3 (pl) * | 2011-03-10 | 2018-11-30 | Uop Llc | Sposoby i systemy do usuwania kwaśnego gazu z gazu syntezowego |
| WO2013022895A2 (en) * | 2011-08-08 | 2013-02-14 | Fluor Technologies Corporation | Methods and configurations for h2s concentration in acid gas removal |
| WO2013079116A1 (en) * | 2011-12-01 | 2013-06-06 | Statoil Petroleum As | Process with continuously stirred tank reactor absorber and flash tank stripper |
| DE112011105958B4 (de) * | 2011-12-16 | 2023-01-26 | Dge Dr.-Ing. Günther Engineering Gmbh | Verfahren und Anlage zur Abtrennung von Kohlendioxid aus methan- und schwefelwasserstoffhaltigen Biogasen |
| US20140338395A1 (en) * | 2011-12-20 | 2014-11-20 | Exxon Mobil Upstream Research Company | Method of Separating Carbon Dioxide from Liquid Acid Gas Streams |
| US9162177B2 (en) | 2012-01-25 | 2015-10-20 | Alstom Technology Ltd | Ammonia capturing by CO2 product liquid in water wash liquid |
| CA2867287C (en) | 2012-03-21 | 2019-06-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Separating carbon dioxide and ethane from a mixed stream |
| US8864879B2 (en) | 2012-03-30 | 2014-10-21 | Jalal Askander | System for recovery of ammonia from lean solution in a chilled ammonia process utilizing residual flue gas |
| CA2790961C (en) | 2012-05-11 | 2019-09-03 | Jose Lourenco | A method to recover lpg and condensates from refineries fuel gas streams. |
| US20140075987A1 (en) | 2012-09-20 | 2014-03-20 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and methods for ngl recovery for high nitrogen content feed gases |
| GB201218949D0 (en) | 2012-10-22 | 2012-12-05 | Bp Alternative Energy Internat Ltd | Separatiion of components from a gas mixture |
| WO2014066539A1 (en) | 2012-10-24 | 2014-05-01 | Fluor Technologies Corporation | Integration methods of gas processing plant and nitrogen rejection unit for high nitrogen feed gases |
| DE102012021478A1 (de) * | 2012-11-05 | 2014-05-08 | Thyssenkrupp Uhde Gmbh | Verfahren und Vorrichtung zur Entfernung von absorbierbaren Gasen aus unter Druck befindlichen, mit absorbierbaren Gasen verunreinigten Industriegasen ohne Zuführung von Kühlenergie |
| CA2798057C (en) | 2012-12-04 | 2019-11-26 | 1304342 Alberta Ltd. | A method to produce lng at gas pressure letdown stations in natural gas transmission pipeline systems |
| US9447996B2 (en) | 2013-01-15 | 2016-09-20 | General Electric Technology Gmbh | Carbon dioxide removal system using absorption refrigeration |
| CA2813260C (en) | 2013-04-15 | 2021-07-06 | Mackenzie Millar | A method to produce lng |
| FR3006912B1 (fr) * | 2013-06-14 | 2016-07-08 | Ifp Energies Now | Procede de decarbonatation d'un gaz hydrocarbone |
| US9334455B2 (en) | 2013-06-28 | 2016-05-10 | Uop Llc | Methods and apparatuses for enhanced absorption of acid gas components from sour feed gas |
| WO2015084495A2 (en) | 2013-12-06 | 2015-06-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system of maintaining a liquid level 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 |
| WO2015084494A2 (en) | 2013-12-06 | 2015-06-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a spray assembly |
| MY176633A (en) | 2013-12-06 | 2020-08-19 | Exxonmobil Upstream Res Co | Method and system of modifiying a liquid level during start-up operations |
| 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 |
| US10139158B2 (en) | 2013-12-06 | 2018-11-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for separating a feed stream with a feed stream distribution mechanism |
| US9874395B2 (en) | 2013-12-06 | 2018-01-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for preventing accumulation of solids in a distillation tower |
| 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 |
| US9829247B2 (en) | 2013-12-06 | 2017-11-28 | Exxonmobil Upstream Reseach Company | Method and device for separating a feed stream using radiation detectors |
| WO2015089446A1 (en) | 2013-12-12 | 2015-06-18 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and methods of flexible co2 removal |
| US8986640B1 (en) | 2014-01-07 | 2015-03-24 | Alstom Technology Ltd | System and method for recovering ammonia from a chilled ammonia process |
| US10288347B2 (en) | 2014-08-15 | 2019-05-14 | 1304338 Alberta Ltd. | Method of removing carbon dioxide during liquid natural gas production from natural gas at gas pressure letdown stations |
| RU2565320C1 (ru) * | 2014-09-02 | 2015-10-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" ОАО "НИПИгазпереработка" | Установка подготовки углеводородного газа к низкотемпературной переработке |
| CA2976071C (en) | 2015-02-09 | 2020-10-27 | Fluor Technologies Corporation | Methods and configuration of an ngl recovery process for low pressure rich feed gas |
| EA201791687A1 (ru) | 2015-02-27 | 2017-12-29 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Снижение тепловой нагрузки и нагрузки по дегидратации подаваемого потока, поступающего в процесс криогенной перегонки |
| CA2997628C (en) | 2015-09-16 | 2022-10-25 | 1304342 Alberta Ltd. | A method of preparing natural gas at a gas pressure reduction stations to produce liquid natural gas (lng) |
| CA2994812C (en) | 2015-09-18 | 2020-03-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Heating component to reduce solidification in a cryogenic distillation system |
| CA2998466C (en) | 2015-09-24 | 2021-06-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Treatment plant for hydrocarbon gas having variable contaminant levels |
| CN105268283B (zh) * | 2015-09-28 | 2017-06-06 | 北京化工大学 | 一种联合吸收的二氧化碳捕集与压缩处理工艺 |
| WO2017074323A1 (en) | 2015-10-27 | 2017-05-04 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and methods for processing high pressure acid gases with zero emissions |
| US10006701B2 (en) | 2016-01-05 | 2018-06-26 | Fluor Technologies Corporation | Ethane recovery or ethane rejection operation |
| CA3024545C (en) | 2016-03-30 | 2020-08-25 | Exxonmobile Upstream Research Company | Self-sourced reservoir fluid for enhanced oil recovery |
| US10301565B2 (en) | 2016-05-17 | 2019-05-28 | Equitrans Gathering Holdings, Llc | Reduced temperature gas dehydration |
| US10330382B2 (en) | 2016-05-18 | 2019-06-25 | Fluor Technologies Corporation | Systems and methods for LNG production with propane and ethane recovery |
| CN107754559B (zh) * | 2016-08-19 | 2020-10-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于气体分离的醇醚复合溶剂及方法 |
| US10589213B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-03-17 | Fluor Technologies Corporation | Variable side cooling for acid gas removal |
| CA3033088C (en) | 2016-09-09 | 2025-05-13 | Fluor Technologies Corporation | PROCESSES AND CONFIGURATION FOR REASPRACTING AN LNG PLANT FOR ETHANUM RECOVERY |
| CA3077409C (en) | 2017-10-20 | 2025-05-13 | Fluor Technologies Corporation | Phased Implementation of Natural Gas Liquid Recovery Plants |
| 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 |
| 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 |
| US12215922B2 (en) | 2019-05-23 | 2025-02-04 | Fluor Technologies Corporation | Integrated heavy hydrocarbon and BTEX removal in LNG liquefaction for lean gases |
| US12098882B2 (en) | 2018-12-13 | 2024-09-24 | Fluor Technologies Corporation | Heavy hydrocarbon and BTEX removal from pipeline gas to LNG liquefaction |
| US11578020B2 (en) | 2020-08-04 | 2023-02-14 | Honeywell International Inc. | Naphtha complex with thermal oxidation system |
| EP4000713A1 (de) | 2020-11-11 | 2022-05-25 | L'Air Liquide Société Anonyme pour l'Etude et l'Exploitation des Procédés Georges Claude | Verfahren und anlage zur entfernung von kohlendioxid aus synthesegas |
| EP4000714A1 (de) | 2020-11-11 | 2022-05-25 | L'Air Liquide Société Anonyme pour l'Etude et l'Exploitation des Procédés Georges Claude | Verfahren und anlage zur herstellung von wasserstoff und zur abtrennung von kohlendioxid aus synthesegas |
| US11484825B1 (en) * | 2021-12-20 | 2022-11-01 | Next Carbon Solutions, Llc | Devices, systems, facilities and processes for carbon capture optimization in industrial facilities |
| EP4245401A1 (de) | 2022-03-18 | 2023-09-20 | L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Verfahren und anlage zur entfernung von kohlendioxid aus synthesegas |
| EP4245402B1 (de) * | 2022-03-18 | 2025-01-29 | L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Verfahren und anlage zur entfernung von kohlendioxid und wasser aus synthesegas |
| CA3213271A1 (en) * | 2022-11-30 | 2024-05-30 | Petroliam Nasional Berhad (Petronas) | A system and method for removing acidic gas from a post combustion process stream |
| US20250242295A1 (en) * | 2024-01-30 | 2025-07-31 | Saudi Arabian Oil Company | Sour gas feed heat integration with acid gas production in gas sweetening trains |
| US20250249402A1 (en) * | 2024-02-05 | 2025-08-07 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for eliminating flaring in amine sweetening |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2685941A (en) * | 1951-01-31 | 1954-08-10 | Universal Oil Prod Co | Method for concentrating hydrogen |
| US3362133A (en) * | 1965-10-25 | 1968-01-09 | Allied Chem | Process for hydrogen sulfide removal from gas mixtures containing h2s and co2 |
| US3594985A (en) * | 1969-06-11 | 1971-07-27 | Allied Chem | Acid gas removal from gas mixtures |
| US3664091A (en) * | 1969-06-27 | 1972-05-23 | Fish Engineering & Constructio | Process and system for removing acid gas from natural gas |
| US3824766A (en) * | 1973-05-10 | 1974-07-23 | Allied Chem | Gas purification |
| US4478799A (en) * | 1981-12-08 | 1984-10-23 | Linde Aktiengesellschaft | Control of carbon monoxide partial pressure in sour gas absorption system |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3375639A (en) * | 1962-12-27 | 1968-04-02 | Union Oil Co | Extraction of acidic constituents from gas mixtures with gammabutyrolactone |
| US3301778A (en) * | 1964-06-15 | 1967-01-31 | Phillips Petroleum Co | Fractional distillation |
| US3435590A (en) * | 1967-09-01 | 1969-04-01 | Chevron Res | Co2 and h2s removal |
| US3841382A (en) * | 1973-03-16 | 1974-10-15 | Maloney Crawford Tank | Glycol regenerator using controller gas stripping under vacuum |
| US4080424A (en) * | 1976-02-11 | 1978-03-21 | Institute Of Gas Technology | Process for acid gas removal from gaseous mixtures |
| DE3002984C2 (de) * | 1980-01-29 | 1982-11-11 | Edeleanu Gmbh, 6000 Frankfurt | Verfahren zur Rückgewinnung von Lösungsmitteln aus lösungsmittelhaltigen Kohlenwasserstoffphasen in Kohlenwasserstoff-Raffinationssystemen |
| CA1215217A (en) * | 1983-06-24 | 1986-12-16 | Yuv R. Mehra | Process for extracting natural gas streams with physical solvents |
| US4568364A (en) * | 1984-03-22 | 1986-02-04 | Bechtel International Corporation | Process for desulfurization of fuel gas |
| US5061465A (en) * | 1989-08-24 | 1991-10-29 | Phillips Petroleum Company | Bulk CO2 recovery process |
| CN1089263C (zh) * | 1998-03-19 | 2002-08-21 | 南化集团研究院 | 低供热源的变压再生工艺 |
| US7192468B2 (en) * | 2002-04-15 | 2007-03-20 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and method for improved gas removal |
-
2003
- 2003-12-11 EA EA200500950A patent/EA009089B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2003-12-11 EP EP03813011A patent/EP1569740B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-12-11 US US10/511,408 patent/US7637987B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-12-11 CA CA002503404A patent/CA2503404C/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-12-11 DE DE60336752T patent/DE60336752D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2003-12-11 WO PCT/US2003/039776 patent/WO2004052511A1/en not_active Ceased
- 2003-12-11 ES ES03813011T patent/ES2365474T3/es not_active Expired - Lifetime
- 2003-12-11 AU AU2003297063A patent/AU2003297063B2/en not_active Ceased
- 2003-12-11 AT AT03813011T patent/ATE505254T1/de not_active IP Right Cessation
- 2003-12-11 JP JP2004558216A patent/JP4105697B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2003-12-11 CN CNB2003801056150A patent/CN100339150C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2003-12-11 MX MXPA05006126A patent/MXPA05006126A/es active IP Right Grant
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2685941A (en) * | 1951-01-31 | 1954-08-10 | Universal Oil Prod Co | Method for concentrating hydrogen |
| US3362133A (en) * | 1965-10-25 | 1968-01-09 | Allied Chem | Process for hydrogen sulfide removal from gas mixtures containing h2s and co2 |
| US3594985A (en) * | 1969-06-11 | 1971-07-27 | Allied Chem | Acid gas removal from gas mixtures |
| US3664091A (en) * | 1969-06-27 | 1972-05-23 | Fish Engineering & Constructio | Process and system for removing acid gas from natural gas |
| US3824766A (en) * | 1973-05-10 | 1974-07-23 | Allied Chem | Gas purification |
| US4478799A (en) * | 1981-12-08 | 1984-10-23 | Linde Aktiengesellschaft | Control of carbon monoxide partial pressure in sour gas absorption system |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2484882C2 (ru) * | 2007-11-01 | 2013-06-20 | Альстом Текнолоджи Лтд | Способ удаления co2 (варианты) |
| US8927450B2 (en) | 2009-10-19 | 2015-01-06 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Reclaiming method |
| US9254462B2 (en) | 2009-10-19 | 2016-02-09 | Mitsubishi Heavy Industries Ltd. | Reclaiming apparatus and reclaiming method |
| RU2630085C1 (ru) * | 2016-11-22 | 2017-09-05 | Андрей Владиславович Курочкин | Устройство для абсорбции кислых газов |
| WO2022032266A1 (en) * | 2020-08-01 | 2022-02-10 | Honeywell International Inc. | Renewable transportation fuel process with thermal oxidation system |
| US11578278B2 (en) | 2020-08-01 | 2023-02-14 | Honeywell International Inc. | Renewable transportation fuel process with thermal oxidation system |
| WO2022032267A1 (en) * | 2020-08-04 | 2022-02-10 | Honeywell International Inc. | Pitch destruction processes using thermal oxidation system |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN1723073A (zh) | 2006-01-18 |
| US7637987B2 (en) | 2009-12-29 |
| AU2003297063B2 (en) | 2008-05-22 |
| MXPA05006126A (es) | 2005-08-16 |
| EA200500950A1 (ru) | 2005-12-29 |
| JP2006509622A (ja) | 2006-03-23 |
| AU2003297063A1 (en) | 2004-06-30 |
| ES2365474T3 (es) | 2011-10-06 |
| EP1569740A1 (en) | 2005-09-07 |
| JP4105697B2 (ja) | 2008-06-25 |
| CA2503404C (en) | 2009-06-02 |
| US20050172807A1 (en) | 2005-08-11 |
| EP1569740B1 (en) | 2011-04-13 |
| DE60336752D1 (de) | 2011-05-26 |
| EP1569740A4 (en) | 2007-03-28 |
| WO2004052511A1 (en) | 2004-06-24 |
| CN100339150C (zh) | 2007-09-26 |
| CA2503404A1 (en) | 2004-06-24 |
| ATE505254T1 (de) | 2011-04-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA009089B1 (ru) | Установка и способ удаления кислых газов | |
| CA2498195C (en) | Configurations and methods of acid gas removal | |
| US7192468B2 (en) | Configurations and method for improved gas removal | |
| CA2482159C (en) | Configurations and methods for improved acid gas removal | |
| US10384160B2 (en) | Configurations and methods of high pressure acid gas removal in the production of ultra-low sulfur gas | |
| JP2006509622A5 (ru) | ||
| JP2005538841A5 (ru) | ||
| AU2007201677B2 (en) | Configurations and methods for improved acid gas removal | |
| RU2331461C2 (ru) | Усовершенствованное использование и регенерация растворителя |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): RU |