[go: up one dir, main page]

EA024198B1 - Способ короткоцикловой адсорбции при переменном давлении и температуре для отделения тяжелых углеводородов от потоков природного газа - Google Patents

Способ короткоцикловой адсорбции при переменном давлении и температуре для отделения тяжелых углеводородов от потоков природного газа Download PDF

Info

Publication number
EA024198B1
EA024198B1 EA201391193A EA201391193A EA024198B1 EA 024198 B1 EA024198 B1 EA 024198B1 EA 201391193 A EA201391193 A EA 201391193A EA 201391193 A EA201391193 A EA 201391193A EA 024198 B1 EA024198 B1 EA 024198B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
pressure
adsorbent
adsorbent layer
temperature
stream
Prior art date
Application number
EA201391193A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201391193A1 (ru
Inventor
Питер И. Равикович
Роберт А. Джонсон
Гарри В. Декман
Томас Н. Андерсон
Original Assignee
Эксонмобил Рисерч Энд Инджиниринг Компани
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 Эксонмобил Рисерч Энд Инджиниринг Компани filed Critical Эксонмобил Рисерч Энд Инджиниринг Компани
Publication of EA201391193A1 publication Critical patent/EA201391193A1/ru
Publication of EA024198B1 publication Critical patent/EA024198B1/ru

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/02—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography
    • B01D53/04—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography with stationary adsorbents
    • B01D53/047—Pressure swing adsorption
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/02—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography
    • B01D53/04—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography with stationary adsorbents
    • B01D53/0407—Constructional details of adsorbing systems
    • B01D53/0438—Cooling or heating systems
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/02—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography
    • B01D53/04—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography with stationary adsorbents
    • B01D53/0462—Temperature swing adsorption
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/02—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography
    • B01D53/04—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography with stationary adsorbents
    • B01D53/047—Pressure swing adsorption
    • B01D53/0473—Rapid pressure swing adsorption
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/48—Sulfur compounds
    • B01D53/52—Hydrogen sulfide
    • B01D53/526—Mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
    • B01J20/02—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof comprising inorganic material
    • B01J20/10—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof comprising inorganic material comprising silica or silicate
    • B01J20/16—Alumino-silicates
    • B01J20/18—Synthetic zeolitic molecular sieves
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
    • B01J20/02—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof comprising inorganic material
    • B01J20/10—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof comprising inorganic material comprising silica or silicate
    • B01J20/16—Alumino-silicates
    • B01J20/18—Synthetic zeolitic molecular sieves
    • B01J20/186—Chemical treatments in view of modifying the properties of the sieve, e.g. increasing the stability or the activity, also decreasing the activity
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
    • B01J20/02—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof comprising inorganic material
    • B01J20/20—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof comprising inorganic material comprising free carbon; comprising carbon obtained by carbonising processes
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
    • B01J20/22—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof comprising organic material
    • B01J20/223—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof comprising organic material containing metals, e.g. organo-metallic compounds, coordination complexes
    • B01J20/226—Coordination polymers, e.g. metal-organic frameworks [MOF], zeolitic imidazolate frameworks [ZIF]
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
    • B01J20/28—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof characterised by their form or physical properties
    • B01J20/28014—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof characterised by their form or physical properties characterised by their form
    • B01J20/28016—Particle form
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
    • B01J20/28—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof characterised by their form or physical properties
    • B01J20/28014—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof characterised by their form or physical properties characterised by their form
    • B01J20/28016—Particle form
    • B01J20/28019—Spherical, ellipsoidal or cylindrical
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
    • B01J20/28—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof characterised by their form or physical properties
    • B01J20/28014—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof characterised by their form or physical properties characterised by their form
    • B01J20/28042—Shaped bodies; Monolithic structures
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
    • B01J20/28—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof characterised by their form or physical properties
    • B01J20/28054—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof characterised by their form or physical properties characterised by their surface properties or porosity
    • B01J20/28057—Surface area, e.g. B.E.T specific surface area
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
    • B01J20/28—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof characterised by their form or physical properties
    • B01J20/28054—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof characterised by their form or physical properties characterised by their surface properties or porosity
    • B01J20/28078—Pore diameter
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
    • B01J20/28—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof characterised by their form or physical properties
    • B01J20/28054—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof characterised by their form or physical properties characterised by their surface properties or porosity
    • B01J20/28095—Shape or type of pores, voids, channels, ducts
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
    • B01J20/30—Processes for preparing, regenerating, or reactivating
    • B01J20/34—Regenerating or reactivating
    • B01J20/3408—Regenerating or reactivating of aluminosilicate molecular sieves
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
    • B01J20/30—Processes for preparing, regenerating, or reactivating
    • B01J20/34—Regenerating or reactivating
    • B01J20/3416—Regenerating or reactivating of sorbents or filter aids comprising free carbon, e.g. activated carbon
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
    • B01J20/30—Processes for preparing, regenerating, or reactivating
    • B01J20/34—Regenerating or reactivating
    • B01J20/3483—Regenerating or reactivating by thermal treatment not covered by groups B01J20/3441 - B01J20/3475, e.g. by heating or cooling
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
    • B01J20/30—Processes for preparing, regenerating, or reactivating
    • B01J20/34—Regenerating or reactivating
    • B01J20/3491—Regenerating or reactivating by pressure treatment
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B17/00—Sulfur; Compounds thereof
    • C01B17/02—Preparation of sulfur; Purification
    • C01B17/04—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides
    • C01B17/0404—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides by processes comprising a dry catalytic conversion of hydrogen sulfide-containing gases, e.g. the Claus process
    • C01B17/0408—Pretreatment of the hydrogen sulfide containing gases
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B17/00—Sulfur; Compounds thereof
    • C01B17/16—Hydrogen sulfides
    • C01B17/167—Separation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • C10L3/103—Sulfur containing 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, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • C10L3/104—Carbon dioxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/105—Removal of contaminants of nitrogen
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20431—Tertiary amines
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20436—Cyclic amines
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20478—Alkanolamines
    • B01D2252/20489—Alkanolamines with two or more hydroxyl groups
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2253/00—Adsorbents used in seperation treatment of gases and vapours
    • B01D2253/10—Inorganic adsorbents
    • B01D2253/102—Carbon
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2253/00—Adsorbents used in seperation treatment of gases and vapours
    • B01D2253/10—Inorganic adsorbents
    • B01D2253/106—Silica or silicates
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2253/00—Adsorbents used in seperation treatment of gases and vapours
    • B01D2253/10—Inorganic adsorbents
    • B01D2253/106—Silica or silicates
    • B01D2253/108—Zeolites
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2253/00—Adsorbents used in seperation treatment of gases and vapours
    • B01D2253/10—Inorganic adsorbents
    • B01D2253/106—Silica or silicates
    • B01D2253/108—Zeolites
    • B01D2253/1085—Zeolites characterized by a silicon-aluminium ratio
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2253/00—Adsorbents used in seperation treatment of gases and vapours
    • B01D2253/10—Inorganic adsorbents
    • B01D2253/116—Molecular sieves other than zeolites
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2253/00—Adsorbents used in seperation treatment of gases and vapours
    • B01D2253/20—Organic adsorbents
    • B01D2253/204—Metal organic frameworks (MOF's)
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2253/00—Adsorbents used in seperation treatment of gases and vapours
    • B01D2253/25—Coated, impregnated or composite adsorbents
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2253/00—Adsorbents used in seperation treatment of gases and vapours
    • B01D2253/30—Physical properties of adsorbents
    • B01D2253/302—Dimensions
    • B01D2253/304—Linear dimensions, e.g. particle shape, diameter
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2253/00—Adsorbents used in seperation treatment of gases and vapours
    • B01D2253/30—Physical properties of adsorbents
    • B01D2253/302—Dimensions
    • B01D2253/306—Surface area, e.g. BET-specific surface
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2253/00—Adsorbents used in seperation treatment of gases and vapours
    • B01D2253/30—Physical properties of adsorbents
    • B01D2253/302—Dimensions
    • B01D2253/311—Porosity, e.g. pore volume
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2253/00—Adsorbents used in seperation treatment of gases and vapours
    • B01D2253/30—Physical properties of adsorbents
    • B01D2253/34—Specific shapes
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
    • B01D2256/24—Hydrocarbons
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
    • B01D2256/24—Hydrocarbons
    • B01D2256/245—Methane
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/10—Single element gases other than halogens
    • B01D2257/102—Nitrogen
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/304—Hydrogen sulfide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/50—Carbon oxides
    • B01D2257/504—Carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/70—Organic compounds not provided for in groups B01D2257/00 - B01D2257/602
    • B01D2257/702—Hydrocarbons
    • B01D2257/7022—Aliphatic hydrocarbons
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2259/00—Type of treatment
    • B01D2259/40—Further details for adsorption processes and devices
    • B01D2259/40011—Methods relating to the process cycle in pressure or temperature swing adsorption
    • B01D2259/4002—Production
    • B01D2259/40022—Production with two sub-steps
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2259/00—Type of treatment
    • B01D2259/40—Further details for adsorption processes and devices
    • B01D2259/40011—Methods relating to the process cycle in pressure or temperature swing adsorption
    • B01D2259/40043—Purging
    • B01D2259/4005—Nature of purge gas
    • B01D2259/40052—Recycled product or process gas
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2259/00—Type of treatment
    • B01D2259/40—Further details for adsorption processes and devices
    • B01D2259/402—Further details for adsorption processes and devices using two beds
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2259/00—Type of treatment
    • B01D2259/40—Further details for adsorption processes and devices
    • B01D2259/41—Further details for adsorption processes and devices using plural beds of the same adsorbent in series
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J2220/00—Aspects relating to sorbent materials
    • B01J2220/40—Aspects relating to the composition of sorbent or filter aid materials
    • B01J2220/42—Materials comprising a mixture of inorganic materials
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J2220/00—Aspects relating to sorbent materials
    • B01J2220/40—Aspects relating to the composition of sorbent or filter aid materials
    • B01J2220/46—Materials comprising a mixture of inorganic and organic materials
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J2220/00—Aspects relating to sorbent materials
    • B01J2220/50—Aspects relating to the use of sorbent or filter aid materials
    • B01J2220/56—Use in the form of a bed
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/151—Reduction of greenhouse gas [GHG] emissions, e.g. CO2
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
    • Y10T428/00—Stock material or miscellaneous articles
    • Y10T428/29—Coated or structually defined flake, particle, cell, strand, strand portion, rod, filament, macroscopic fiber or mass thereof
    • Y10T428/2982—Particulate matter [e.g., sphere, flake, etc.]
    • Y10T428/2991—Coated

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Separation Of Gases By Adsorption (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Carbon And Carbon Compounds (AREA)
  • Silicates, Zeolites, And Molecular Sieves (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)

Abstract

Настоящее изобретение относится к способу короткоцикловой адсорбции при переменном давлении и температуре, в котором адсорбированные газообразные компоненты могут быть извлечены из слоя адсорбента при повышенном давлении. В частности, настоящее изобретение относится к способу короткоцикловой адсорбции при переменном давлении и температуре для отделения Суглеводородов (углеводородов, содержащих по меньшей мере 2 атома углерода) от потоков природного газа с получением конечного потока метана высокой чистоты. В более предпочтительных воплощениях предложенных способов способы можно использовать для получения многочисленных конечных потоков углеводородов высокой чистоты из сырьевых потоков природного газа в результате подобного хроматографическому разделения на фракции с извлечением потоков отдельных газообразных компонентов высокой чистоты.

Description

Настоящее изобретение относится к способу короткоцикловой адсорбции при переменном давлении и температуре, в котором адсорбированные газообразные компоненты могут быть извлечены из слоя адсорбента при повышенном давлении. В частности, настоящее изобретение относится к способу короткоцикловой адсорбции при переменном давлении и температуре для отделения С2+ углеводородов (углеводородов, содержащих по меньшей мере 2 атома углерода) от потоков природного газа с получением конечного потока метана высокой чистоты.
Уровень техники
Природный газ является все более важным источником топлива как для отопления зданий, так и для транспортных средств. Природный газ в основном состоит из метана и содержит до приблизительно 20 мас.% более тяжелых (С2+) углеводородов, главным образом этан. Природный газ также обычно содержит ряд загрязняющих примесей в переменных количествах, например кислые газы (СО2 и Н2§), азот, гелий, воду, ртуть и т.д. Прежде чем использовать природный газ в качестве топлива, его следует подвергать обработке для удаления почти всех веществ, отличных от метана. Обработку обычно начинают в устье скважины с удаления конденсата и воды, за которым следует удаление кислых газов посредством различных технологий, включающих обработку аминами, короткоцикловую адсорбцию и т.д. Также может потребоваться удаление азота, чтобы удовлетворить требованиям, предъявляемым к трубопроводам или к конечному продукту. Более тяжелые углеводороды обычно удаляют с использованием линии фракционирования. Линия фракционирования обычно включает до трех криогенных ректификационных колонн, соединенных последовательно: деэтанизатор, депропанизатор и дебутанизатор. Верхний погон из деэтанизатора представляет собой этан, а кубовый остаток подают в депропанизатор. Верхний погон из депропанизатора представляет собой пропан, а кубовый остаток подают в дебутанизатор, и верхний погон из дебутанизатора обычно представляет собой смесь нормального бутана и изобутана, а кубовый остаток представляет собой смесь С5+. Извлекаемые потоки пропана и бутана и С5+ можно подвергать обессериванию с преобразованием нежелательных меркаптанов в дисульфиды, и наряду с извлекаемым этаном они обычно являются побочными продуктами из газоперерабатывающей установки для получения конечного сжиженного природного газа (СПГ). Альтернативно, поток СПГ можно транспортировать напрямую, без фракционирования, на нефтеперерабатывающую установку или другую перерабатывающую установку, где его можно обрабатывать или разделять на потоки аналогичных компонентов.
Существующие в настоящее время промышленные методики фракционирования и извлечения ценных тяжелых углеводородов (С2+) из потоков природного газа предполагают использование значительного количества потребляемой энергии и оборудования. Как отмечено ранее, на типичной установке для извлечения СПГ весь поток газа охлаждают и пропускают через множество ректификационных колонн, таких как деметанизатор, деэтанизатор, депропанизатор и дебутанизатор. Очищенный поток метана из верхней части деметанизатора требует значительного повторного сжатия до давления, подходящего для трубопровода. По оценке, для извлечения тяжелых углеводородов из потока газа приблизительно 28 млн станд. м3/сутки (1 млрд станд. фут3/сутки), содержащего приблизительно 6% тяжелых углеводородов, требуется приблизительно 100 МВт энергии только для установки для извлечения СПГ и дополнительно приблизительно 70 МВт энергии требуется для повторного сжатия до давления в трубопроводе.
Поэтому существует потребность в извлечении тяжелых углеводородов из потоков природного газа более экономичными и эффективными способами.
Краткое описание изобретения
Один аспект настоящего изобретения относится к способу отделения С2+ углеводородов от потока природного газа, включающему: а) обработку указанного потока природного газа на стадии адсорбции путем введения его со стороны подачи сырья в слой адсорбента, селективного по отношению к адсорбции указанных С2+ углеводородов, причем слой адсорбента включает по меньшей мере один материал адсорбента и имеет сторону подачи сырья и сторону выхода продукта, и слой адсорбента эксплуатируют при первом давлении и первой температуре, при этом слой адсорбента селективно адсорбирует С2+ углеводороды, а первый получаемый поток С1, который имеет более высокое мольное процентное содержание С1 углеводородов, чем указанный поток природного газа, извлекают со стороны выхода продукта из указанного слоя адсорбента; б) прекращение введения указанного потока природного газа; в) понижение давления в указанном слое адсорбента до второго давления, более низкого, чем указанное первое давление; г) нагревание извне указанного слоя адсорбента с пониженным давлением до второй температуры, причем вторая температура выше указанной первой температуры, что приводит к десорбции по меньшей мере части адсорбированных С2+ углеводородов из слоя адсорбента; д) пропускание противотоком через указанный нагретый слой адсорбента первого потока продувочного газа при третьем давлении и е) извлечение получаемого потока С2+, включающего С2+ углеводородные компоненты и метан.
В некоторых воплощениях способ может дополнительно включать следующие стадии: ж) охлаждение извне указанного слоя адсорбента до третьей температуры, причем указанная третья температура ниже указанной второй температуры, и з) повторное повышение давления в слое адсорбента до величины в пределах 90% указанного первого давления.
Дополнительно или альтернативно, первый получаемый поток С1 и/или первый поток продувочного
- 1 024198 газа может содержать более 95 мол.% метана.
Кроме того, дополнительно или альтернативно, первая температура может составлять от -195 до 300°С, первое давление может составлять от 0,1 до 60 МПа (абс.) (от 1 до 600 бар (абс.)), и/или вторая температура может составлять от 10 до 300°С.
Кроме того, дополнительно или альтернативно, способ может дополнительно включать стадию, на которой второй поток продувочного газа (например, предпочтительно включающий пропан) пропускают прямотоком через слой адсорбента, следующую за стадией (в) понижения давления и предшествующую стадии (г) нагревания. Кроме того, дополнительно или альтернативно, первый получаемый поток С2 или С2+, имеющий более высокое мольное процентное содержание С2 или С2+ углеводородов, чем указанный поток природного газа, можно извлекать со стороны выхода продукта из указанного слоя адсорбента, и/или извлечение первого получаемого потока С2 или С2+ можно выполнять одновременно с пропусканием второго потока продувочного газа через слой адсорбента.
Дополнительно следующие документы во всей их полноте включены в данную заявку путем ссылки, поскольку они являются родственными данной заявке и их описания имеют отношение к предмету данного изобретения: заявки на патент США №№ 61/447806, 61/447812, 61/447824, 61/447835, 61/447848, 61/447869 и 61/447877, каждая из которых подана 1 марта 2011 г., а также семь поданных безусловных заявок на патент США с приоритетом, испрашиваемым по дате подаче этих заявок. Дополнительно следующие документы во всей их полноте включены в данную заявку путем ссылки, поскольку они являются родственными данной заявке и их описания имеют отношение к предмету данного изобретения: заявки на патент США №№ 61/448117, 61/448120, 61/448121, 61/448123 и 61/448125, каждая из которых подана 1 марта 2011 г., 61/594824, поданная 3 февраля 2012 г., и заявка, озаглавленная Устройство и системы, содержащие блок вращающегося клапана, и связанные с ними способы короткоцикловой адсорбции, ВоЬеП р. Таттега с1 а1., поданная в тот же день, а также любые заявки РСТ и безусловные заявки на патент США с приоритетом, испрашиваемым по дате подаче этой заявки.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 представляет собой схематическое изображение способа короткоцикловой адсорбции при переменном давлении и температуре (КАПДТ) согласно одному воплощению изобретения.
Фиг. 2 представляет собой схематическое изображение способа КАПДТ согласно другому воплощению изобретения.
Подробное описание воплощений изобретения
Настоящее изобретение относится к способу отделения смеси тяжелых углеводородов (С2+) от потока природного газа с использованием короткоцикловой адсорбции при переменном давлении и температуре (КАПДТ). Удаление тяжелых углеводородов может быть желательно для регулирования влажности по точке росы перед отправкой природного газа по трубопроводам и/или для кондиционирования природного газа перед сжижением. Дополнительно или альтернативно, тяжелые углеводороды могут быть извлечены из добываемого газа при заводнении в процессе добычи нефти с искусственным поддержанием давления в пласте (ДНИПДП) с использованием СО2 и азота. Кроме того, дополнительно или альтернативно, тяжелые углеводороды могут быть извлечены из попутного газа, подаваемого рециклом в нефтяное месторождение при осуществлении некоторых способов добычи нефти. Во многих случаях, когда желательно извлекать тяжелые углеводороды, газ может находиться под давлением свыше 6,9 МПа (абс.) (1000 фунт/кв.дюйм (абс.)), в некоторых случаях свыше 48 МПа (абс.) (7000 фунт/кв.дюйм (абс.)). В некоторых видах обработки может быть преимущественным использование адсорбента, включающего микропористый цеолит, например цеолит с размером пор от приблизительно 5 до приблизительно 20 А. Неограничивающие примеры таких цеолитов могут включать (но не ограничены перечисленным) ΜΡΙ, фожазит, МСМ-41, цеолит Бета и их сочетания и взаимопроросшие структуры. В некоторых воплощениях отношение δί/Α1 в цеолитах, используемых для удаления тяжелых углеводородов, может составлять от приблизительно 20 до приблизительно 1000, предпочтительно от приблизительно 200 до приблизительно 1000, например, чтобы предотвратить чрезмерное засорение адсорбента отложениями.
Подобное хроматографическому разделение с высокой чистотой и высокой степенью извлечения потоков углеводородных компонентов, предпочтительно потоков отдельных углеводородных компонентов высокой чистоты, можно обеспечить посредством сочетания разумного выбора материала адсорбента и схемы технологического цикла, как описано в настоящем документе. Здесь в предпочтительных воплощениях можно использовать высококремнистые адсорбенты для отделения от природного газа тяжелых углеводородов, таких как этан, пропан, бутан и более тяжелых углеводородов. Преимущества настоящего изобретения могут включать снижение требуемой энергии и размеров, а в некоторых случаях также снижение числа (необходимых) колонн криогенного разделения, применяемых в традиционных установках для извлечения сжиженного природного газа (СПГ).
Что касается снижения требуемой энергии, в настоящем изобретении можно использовать новые способы КАПДТ с получением потока, по существу, чистого метана при относительно высоких рабочих давлениях (например, выше приблизительно 1,7 МПа (изб.) (250 фунт/кв.дюйм (изб.)) или по меньшей мере приблизительно 3,4 МПа (изб.) (500 фунт/кв.дюйм (изб.))), который, как таковой, не требует значительного повторного сжатия для транспортировки по трубопроводам и/или для дополнительной перера- 2 024198 ботки. В настоящем документе компонент можно считать по существу, чистым, если данный компонент имеет чистоту по меньшей мере 94 мол.%, предпочтительно по меньшей мере 95 мол.%, например по меньшей мере 96 мол.%, по меньшей мере 97 мол.%, по меньшей мере 98 мол.%, по меньшей мере 99 мол.%, по меньшей мере 99,5 мол.%, по меньшей мере 99,8 мол.%, по меньшей мере 99,9 мол.%, по меньшей мере 99,95 мол.%, по меньшей мере 99,98 мол.% или по меньшей мере 99,99 мол.%. Напротив, композицию можно считать по существу, не содержащей компонента, если данный компонент присутствует в количестве менее 6 мол.%, предпочтительно менее 5 мол.%, например менее 4 мол.%, менее 3 мол.%, менее 2 мол.%, менее 1 мол.%, менее 0,5 мол.%, менее 0,2 мол.%, менее 0,1 мол.%, менее 0,05 мол.%, менее 0,02 мол.% или менее 0,01 мол.%.
В одном воплощении такие способы КАПДТ могут обеспечивать получение, по существу, чистого потока метана с относительно высоким давлением и потока с относительно низким давлением (например, ниже приблизительно 690 кПа (изб.) (100 фунт/кв.дюйм (изб.)), не более приблизительно 517 кПа (изб.) (75 фунт/кв.дюйм (изб.)) или не более приблизительно 345 кПа (изб.) (50 фунт/кв.дюйм (изб.))), содержащего смесь тяжелых углеводородов с пониженным содержанием метана. Это может существенно уменьшить требования по энергии и размерам блоков криогенного извлечения СПГ, расположенных ниже по потоку. Такие способы КАПДТ могут, при необходимости, обеспечивать получение нескольких потоков с относительно низким давлением, включая (но не ограничиваясь перечисленным) потоки этана и пропана товарного качества. Это может значительно уменьшить число блоков криогенного разделения, требуемое для полного разделения на фракции и извлечения всех компонентов СПГ и в некоторых случаях описанных в данном документе, может устранить потребность в блоках криогенного разделения для получения конечных потоков газа высокой чистоты, которые отвечают промышленным требованиям и/или требованиям к трубопроводам.
Предпочтительные воплощения согласно настоящему изобретению включают разделение смеси компонентов посредством сочетания короткоцикловой адсорбции при переменном давлении и температуре (КАПДТ). Регенерация слоя адсорбента может включать условия, обеспечивающие десорбцию предпочтительно адсорбированного компонента или компонентов путем увеличения температуры слоя адсорбента, например, с помощью внешних средств, при этом поддерживая достаточно высокое давление для оборудования последующей переработки ниже по потоку. В большинстве случаев может быть предпочтительно извлекать потоки компонентов относительно высокой чистоты при повышенных давлениях, например, чтобы снизить затраты на повторное сжатие. Такое повышенное давление в некоторых воплощениях может составлять более 4 МПа (абс.) (40 бар (абс.)), при расходе более 2,8-106 станд. м3/сутки (108 станд. фут3/сутки).
Способы КАПДТ по настоящему изобретению могут включать стадию адсорбции, на которой С2+ углеводороды могут быть предпочтительно адсорбированы из потока природного газа материалом адсорбента, который, по меньшей мере частично, составляет слой адсорбента. Поскольку поток природного газа является предпочтительным подаваемым сырьем для таких способов КАПДТ, то менее предпочтительно адсорбируемые компоненты могут предпочтительно включать или представлять собой потоки обработанного природного газа, которые, по существу, не содержат тяжелые (С2+) углеводороды, например, которые состоят, по существу, из чистого метана. Стадия адсорбции может обеспечивать рабочее давление на выходном конце контактора, которое можно предпочтительно регулировать так, чтобы оно было не более чем на 0,8 МПа (абс.) (8 бар (абс.)) ниже давления подачи (измеренного на входе в слой адсорбента, т.е. на входном конце контактора), например, ниже не более чем на 0,4 МПа (абс.) (4 бар (абс.)), ниже не более чем на 0,2 МПа (абс.) (2 бар (абс.)) или ниже не более чем на 0,1 МПа (абс.) (1 бар (абс.)). Дополнительно или альтернативно, стадию адсорбции можно преимущественно выполнять при первой температуре от -195 до 300°С, предпочтительно от 20 до 150°С или от 30 до 120°С. Кроме того, дополнительно или альтернативно, общее давление в течение стадии адсорбции может составлять от 0,1 до 60 МПа (абс.) (от 1 до 600 бар (абс.)), например от 0,2 до 20 МПа (абс.) (от 2 до 200 бар (абс.)) или от 1 до 15 МПа (абс.) (от 10 до 150 бар (абс.)). В течение стадии адсорбции может выделяться теплота адсорбции, и рост температуры из-за теплоты адсорбции предпочтительно можно регулировать. Для достижения такого регулирования систему можно спроектировать таким образом, чтобы теплота адсорбции составляла от 5 до 150 кДж/моль адсорбированных молекул. Одним из способов регулирования теплоты адсорбции может быть включение теплоаккумулирующего материала в слой адсорбента, чтобы уменьшить рост температуры, происходящий в течение стадии адсорбции. При достаточной теплоемкости теплоту адсорбции, выделяющуюся в течение процесса адсорбции, можно накапливать в слое адсорбента, теплоаккумулирующем материале, связанном со слоем адсорбента, и в адсорбционном сосуде. Эту теплоту можно извлекать из слоя любыми подходящими средствами, например путем перекрестного теплообмена с теплообменной средой, которая, например, протекает снаружи, без непосредственного контакта с обрабатываемой газовой смесью. Рост температуры из-за теплоты адсорбции можно дополнительно или альтернативно регулировать различными способами, например путем пропускания охлаждающей текучей среды через каналы, внешние по отношению к слою адсорбента (т.е. каналы, которые используют для нагревания и охлаждения контактора).
Дополнительно или альтернативно, внешние по отношению к слою адсорбента каналы могут быть
- 3 024198 заполнены текучей средой, которая не протекает во время процесса адсорбции. В этом случае теплоемкость текучей среды может служить для сдерживания роста температуры в слое адсорбента. Можно использовать сочетание некоторых или всех этих методик регулирования тепла. Даже с использованием этих методик регулирования тепла в течение этой стадии конечная температура слоя обычно может быть немного выше, чем температура подаваемого сырья на входе. Предпочтительно степень адсорбции и охлаждение можно регулировать так, что максимальный рост температуры в любой точке внутри контактора может быть менее 40°С, например менее 20°С, менее 10°С или менее 5°С. В течение адсорбции наиболее сильно адсорбирующиеся компоненты могут стремиться наиболее сильно прикрепиться к адсорбенту, и таким образом, могут быть наименее подвижными. Таким образом, такие наиболее сильно адсорбирующиеся компоненты могут стремиться занимать ближайшие к входу области адсорбента и могут большей частью вытеснять слабо адсорбируемые компоненты из этих областей.
За период адсорбции адсорбаты могут стремиться к упорядочиванию от наиболее сильных до наиболее слабых, перемещаясь от входа адсорбционных каналов контактора к выходу. В предпочтительных воплощениях скорость подаваемого газа можно выбирать так, чтобы относительно резкий фронт концентрации перемещался через контактор, т.е. так, чтобы градиент концентрации адсорбата(ов) распространялся на относительно короткое расстояние, принимая во внимание абсолютную амплитуду градиента. В некоторых случаях в настоящем изобретении можно позволять передовому фронту адсорбции проскакивать через сторону выхода в течение периода времени, достаточного для того, чтобы обеспечить возможность выхода предварительно заданного количества С2 или С2+ с получаемым С1, но в большинстве случаев может быть предпочтительно не допускать проскока передового фронта адсорбции.
Термин проскок в настоящем документе определяют как момент, в который содержание загрязняющих примесей в получаемом газе, покидающем слой адсорбента, превышает целевые технические требования. В момент проскока слой адсорбента можно считать отработанным, так что любая значительная дальнейшая работа только через отработанный слой адсорбента приводит к получаемому газу, не соответствующему техническим требованиям. Используемый в настоящем документе термин проскок может в общем совпадать с термином фронт адсорбции, т.е. в то время, когда на выходе из слоя адсорбента обнаруживают проскок, фронт адсорбции обычно находится на конце слоя адсорбента.
Стадия адсорбции может быть прекращена в предварительно заданный момент времени перед проскоком фронта адсорбции через сторону выхода продукта из слоя адсорбента. В некоторых предпочтительных воплощениях фронт адсорбции может продвинуться по меньшей мере на 30% пути вниз по слою, например по меньшей мере 50% или по меньшей мере 80% перед прекращением стадии адсорбции. Дополнительно или альтернативно, стадию адсорбции можно проводить в течение фиксированного периода времени, определяемого расходом подаваемого потока и емкостью адсорбента. Кроме того, дополнительно или альтернативно, стадию адсорбции можно проводить в течение периода времени менее 600 с, предпочтительно менее 120 с, например, менее 40 или менее 10 с.
Затем давление в слое адсорбента снижают предпочтительно в ходе ряда стадий сброса давления в прямотоке или противотоке, которые можно осуществлять в присутствии или отсутствие потока продувочного газа, до конечного заданного давления извлечения газа. Величина, на которую снижают давление в слое на каждой стадии сброса давления, может быть связана с количеством стадий сброса давления. Снижение давления обычно происходит менее чем за 8 стадий, предпочтительно менее чем за 4 стадии, причем на каждой стадии извлекают целевые вещества. В одном предпочтительном воплощении давление снижают приблизительно в три раза на каждой стадии. В некоторых воплощениях может быть предпочтительным проведение снижения давления в противотоке. Слой адсорбента можно нагревать извне для достижения второй температуры, более высокой, чем первая температура. Под нагреванием извне понимают, что тепло не подводят непосредственно в слой адсорбента через потоковые каналы, по которым протекала подаваемая газовая смесь, и в которых будет происходить десорбция С2+ углеводородных компонентов. Тепло можно предпочтительно подводить в слой адсорбента через множество нагревающих/охлаждающих каналов, находящихся в тепловом контакте, но не в сообщении по потоку, с потоковыми каналами для подаваемого газа в адсорбенте. Слой адсорбента можно нагревать извне в прямотоке или в противотоке по его длине относительно потока подаваемой газовой смеси, или в сочетании стадий прямоточного и противоточного нагрева. Потоковые каналы, которые предназначены для протекания нагревающей и охлаждающей текучей среды, могут предпочтительно находиться в физическом контакте со слоем адсорбента для увеличения теплопереноса. При необходимости, слой адсорбента может быть герметизирован на одном конце. Слой адсорбента можно нагреть до второй температуры, более высокой, чем первая температура, используемая в течение стадии адсорбции, причем вторая температура предпочтительно по меньшей мере на 10°С выше первой температуры, например выше по меньшей мере на 20°С, выше по меньшей мере на 40°С или выше по меньшей мере на 90°С, альтернативно или дополнительно, вторая температура может составлять от 10 до 300°С, например от 20 до 200°С или от 40 до 120°С.
Внешнее нагревание можно проводить с использованием тепловой волны, проходящей через контактор по мере его перехода от стадии адсорбции к стадии регенерации, при переходе от регенерации к стадии адсорбции, по меньшей мере на части стадии регенерации и/или по меньшей мере на части ста- 4 024198 дии адсорбции. Аналогично, может быть предпочтительным использование тепловой волны на стадии охлаждения. Использование тепловой волны в адсорбции при переменной температуре описано подробно в заявке на патент США № 2008/0314245, которая включена в данный документ посредством ссылки. Тепловая волна представляет собой относительно резкий градиент температуры или фронт, который может перемещаться линейно (т.е. приблизительно в одном направлении внутри контактора) в течение по меньшей мере одной стадии в цикле адсорбции/десорбции при переменной температуре. Скорость, с которой может перемещаться тепловой фронт (т.е. область с резким градиентом температуры), называют скоростью тепловой волны. Скорость тепловой волны не обязательно должна быть постоянной, а направление тепловой волны не обязательно должно быть одинаковым как на стадии адсорбции, так и на стадии регенерации. Например, тепловая волна может перемещаться в прямотоке, в противотоке или в поперечном потоке на стадиях адсорбции и/или регенерации. Также можно разработать способ, в котором отсутствует значительная тепловая волна на стадии адсорбции, в то время как на стадии регенерации присутствует значительная тепловая волна. Присутствие тепловой волны, по меньшей мере, в некоторой части цикла адсорбции/регенерации при переменной температуре может давать возможность системе в целом достигнуть цели существенной рекуперации и извлечения тепла, требуемого для слоя адсорбента при проведении адсорбции при переменной температуре. Это, в свою очередь, может повысить эффективность способа и/или может обеспечить возможность использования высоких температур десорбции, которые в обычном случае не могли быть использованы при проведении адсорбции при переменной температуре.
В некоторых воплощениях настоящего изобретения контактор объединен с адсорбентом с получением теплообменной конструкции таким образом, что можно создать тепловую волну. При адсорбции с тепловой волной (АТВ) адсорбент может быть помещен в один ряд каналов теплообменника, тогда как другой ряд каналов может быть использован для подачи тепла в адсорбирующее устройство и/или для отвода тепла из него. Текучие среды и/или газы, протекающие в адсорбенте и нагревающих/охлаждающих каналах, обычно не контактируют друг с другом. Во многих воплощениях каналы для подачи/отвода тепла могут быть сконструированы и эксплуатироваться таким способом, который приводит к относительно резкой тепловой волне как в адсорбенте, так и в нагревающей и охлаждающей текучих средах в течение стадий нагревания и охлаждения в цикле.
Тепловые волны в таких контакторах можно создавать, когда нагревающие и охлаждающие текучие среды протекают прямотоком или противотоком относительно направления подаваемого потока на стадии адсорбции. Во многих случаях может быть предпочтительно не обеспечивать значительный поток нагревающей или охлаждающей текучей среды в течение стадии адсорбции. Более полное описание адсорбции с тепловой волной (АТВ) и других подходящих конструкций контактора можно найти, например, в патенте США № 7938886, включенном в данный документ посредством ссылки. В процитированном патенте показано, как сконструировать и эксплуатировать контактор для регулирования резкости и природы тепловой волны. Ключевой рабочий параметр может включать скорость текучей среды в контакторе. Ключевые конструктивные параметры могут включать массу контактора, а также теплоемкость и теплопроводность материалов, используемых для образования контактора, и теплообменной текучей среды. Дополнительным ключевым проектным параметром для контактора может быть нахождение одного или более путей снижения/минимизации расстояния, на которое необходимо переносить тепло; это является причиной того, что относительно резкие тепловые волны могут быть столь желательными.
В течение стадии нагрева объем текучей среды при температуре, не более чем на 10°С превышающей температуру конца контактора, через который ее выпускают, может в некоторых воплощениях составлять по меньшей мере 25% (например, по меньшей мере 50% или по меньшей мере 75%) от объема текучей среды, введенной в контактор для нагревания. Аналогичным образом, когда настоящее изобретение эксплуатируют с достижением тепловой волны, может быть предпочтительным, чтобы в течение стадии охлаждения холодная текучая среда (такая как вода под давлением) могла протекать в контактор, а горячая текучая среда при температуре, близкой к температуре контактора в конце стадии извлечения, могла вытекать из контактора. Большая часть стадии извлечения обычно может протекать после того, как контактор нагрет. Таким образом, альтернативно или дополнительно, в течение стадии охлаждения объем текучей среды при температуре, которая не более чем на 10°С ниже, чем температура конца контактора, из которого она вытекает, может составлять по меньшей мере 25% (например, по меньшей мере 50% или по меньшей мере 75%) от объема текучей среды, введенной в контактор для охлаждения.
Одним путем эффективного использования тепловых волн в аппаратах согласно настоящему изобретению является использование для извлечения тепла. Извлеченную энергию можно использовать для снижения энергозатрат при нагревании и охлаждении контактора, для другого контактора из множества контакторов, требуемых для непрерывного процесса, и/или для какой-либо другой цели. Более конкретно энергию, содержащуюся в горячем потоке, выходящем из контактора в течение стадии охлаждения, можно использовать для снижения количества энергии, которую необходимо подавать в течение стадии нагрева. Аналогичным образом, холодный поток, выходящий из контактора в течение стадии нагрева, можно использовать для снижения количества энергии, которую необходимо подавать в охлаждающую текучую среду, предназначенную для подачи в контактор в течение стадии охлаждения. Существует
- 5 024198 много способов рекуперации энергии. Например, горячую термальную жидкость, вытекающую из одного контактора, можно направлять в другой с распределением нагревания между ними, и/или охлаждающую текучую среду, вытекающую из одного контактора, можно направлять в другой с распределением охлаждения между ними. Путь потока термальной жидкости между контакторами может определяться клапанами, синхронизированными для направления термальной жидкости между контакторами в подходящие моменты по всему циклу адсорбции. В воплощениях, в которых термальная жидкость протекает между контакторами, она также может проходить через теплообменник, который вносит или отводит тепло от протекающей термальной жидкости, и/или может проходить через устройство, такое как компрессор, насос или нагнетатель, которое повышает ее давление, чтобы она могла протекать через контакторы с требуемой скоростью. Теплоаккумулирующая среда может быть сконструирована так, что энергию тепловой волны, перемещающейся через один контактор, можно сохранять. Неограничивающий пример представляет собой систему резервуаров, где отдельно хранят горячую и холодную текучие среды, каждую из которых можно подавать обратно в контактор, из которого она выпущена, и/или в другой контактор. Во многих воплощениях поток термальной жидкости через контактор может быть обеспечен так, чтобы минимизировать перемешивание текучей среды в направлении основного потока текучей среды через контактор и минимизировать влияние теплопроводности текучей среды на резкость тепловой волны.
В случае извлечения энергии может быть предпочтительным использование извлеченной энергии для снижения количества физического тепла, которое необходимо подавать для нагревания и охлаждения контактора. Физическое тепло определяется теплоемкостью и ростом (или падением) температуры контактора. В некоторых предпочтительных воплощениях компенсируют по меньшей мере 60% (например, по меньшей мере 80% или по меньшей мере 95%) физического тепла, требуемого для нагревания контактора, и/или компенсируют по меньшей мере 60% (например, по меньшей мере 80% или по меньшей мере 95%) физического тепла, требуемого для охлаждения контактора.
В воплощениях описанных здесь способов продувочный газ можно пропускать в параллельном потоке и/или в противотоке через слой адсорбента одновременно с нагреванием слоя и/или после стадии нагрева. Если продувку применяют в течение стадии нагрева, продувочный газ предпочтительно может представлять собой чистый газ, такой как получаемый газ, протекающий из чистого конца (стороны выхода продукта) слоя адсорбента в сторону подачи сырья в слой. В некоторых воплощениях целью этой продувки чистым газом может являться поддержание стороны выхода продукта из слоя, по существу, не содержащей С2+ углеводородов. Дополнительно или альтернативно, продувочный газ может иметь молярную энергию адсорбции на адсорбенте, которая меньше или равна этой величине для метана. Неограничивающие примеры таких чистых газов могут включать азот и/или метан. Кроме того, дополнительно или альтернативно, продувочный газ может иметь более высокую молярную энергию адсорбции на адсорбенте, чем эта величина для метана. Неограничивающий пример такого продувочного газа может включать поток С2+ углеводородов, по существу, не содержащий метан. Продувку можно проводить при давлении, более высоком, чем давление в слое адсорбента. Дополнительно или альтернативно, отношение общего количества молей введенного продувочного газа к количеству молей молекул, адсорбированных в контакторе, может составлять менее 6, например менее 3 или менее 1.
В некоторых воплощениях поток, по существу, чистого С3 или С3+ газа можно использовать в качестве прямоточного продувочного газа. В этих способах (например, как в примере 2) продувочный газ может способствовать десорбции потока С2 (или С2+) относительно высокой чистоты, который был адсорбирован из природного газа. По существу, поток С1 высокой чистоты (получаемый в качестве основного продукта) и поток С2 (или С2+) высокой чистоты могут быть получены из одного и того же слоя адсорбента путем регулирования параметров цикла. Поток С3 или С3+ газа, используемый на этих стадиях, можно преимущественно получать по меньшей мере из части производимых потоков, получаемых из процесса адсорбции.
В предпочтительных воплощениях поток, по существу, чистого С3 или С3+ газа может состоять из пропана, например может иметь чистоту по пропану более 95 мол.% или более 98 мол.%. Дополнительно или альтернативно, получаемый С2 (или С2+) поток может иметь более высокое содержание С2 (или С2+) углеводородов, чем поток природного газа, и его можно отбирать со стороны выхода продукта из слоя адсорбента. В некоторых предпочтительных воплощениях полученный С2 (или С2+) поток может иметь содержание этана более 95 мол.%, например более 98 мол.%.
Внешнее нагревание слоя адсорбента может приводить к десорбции по меньшей мере части С2+ углеводородного компонента из слоя адсорбента, которую можно извлечь с потоком продувочного газа и, при необходимости, направить на стадию фракционирования для извлечения и/или разделения потоков С1, С2, С3 и С4+ помимо прочего.
После извлечения целевого газа можно охладить слой адсорбента и восстановить давление в нем. Обычно может быть предпочтительным охлаждение слоя перед восстановлением давления в нем. Слой адсорбента можно охладить предпочтительно до температуры, которая не более чем на 40°С выше температуры подаваемой газовой смеси, например выше не более чем на 20°С или выше не более чем на 10°С. Дополнительно или альтернативно, слой адсорбента можно охлаждать прямоточным или противо- 6 024198 точным образом, так что тепловая волна может проходить через слой. В некоторых таких воплощениях может быть предпочтительным охлаждение первой части слоя адсорбента перед восстановлением давления в нем. В некоторых из таких воплощений можно охлаждать менее 90% длины слоя адсорбента, например менее 50%. Слой адсорбента можно дополнительно или альтернативно продувать чистым газом в течение охлаждения.
Относительно резкие тепловые волны, как используемые здесь, могут быть выражены в показателях стандартной разности температур на расстоянии относительно длины потока массо/теплопереноса в аппарате. По отношению к массо/теплопереносу можно определить максимальную температуру Тмакс и минимальную температуру Тмин, а также близкие температуры, приблизительно на 10% выше Тмин (Т10) и приблизительно на 10% ниже Тмакс (Т90). Тепловые волны можно считать относительно резкими, когда, по меньшей мере, разность температур (Т90-Т10) имеет место на расстоянии не более 50% (например, не более 40%, не более 30% или не более 20%) длины аппарата, который участвует в массо/теплопереносе. Дополнительно или альтернативно, относительно резкие тепловые волны можно выразить в показателях максимального числа Пекле, Ре, определяемого для сравнения осевой скорости нагревающей/охлаждающей текучей среды с диффузионной теплопередачей в направлении, приблизительно перпендикулярном направлению потока текучей среды. Число Пекле, Ре, можно определить как (и-Ь)/а, где и представляет собой скорость нагревающей/охлаждающей текучей среды (в м/с), Ь представляет собой характеристическое расстояние, на которое переносят тепло (для нагрева/охлаждения адсорбента) в направлении, приблизительно перпендикулярном потоку текучей среды, а α представляет собой эффективный коэффициент термодиффузии контактора (в м2/с) на расстоянии Ь. Дополнительно или альтернативно разности температур по длине, термические волны можно считать относительно резкими, когда Ре составляет менее 10, например менее 1 или менее 0,1. Для минимизации времени нагревания/охлаждения контактора с небольшим повреждением потокового канала или при отсутствии повреждения потокового канала может быть предпочтительно, чтобы и составляла приблизительно от 0,01 до 100 м/с, например приблизительно от 0,1 до 50 м/с или приблизительно от 1 до 40 м/с. Дополнительно или альтернативно, для минимизации требований по размерам и энергозатратам может быть предпочтительно, чтобы Ь составляло менее 0,1 м, например менее 0,01 м или менее 0,001 м.
Затем можно повторно повысить давление в слое адсорбента, в течение и/или после стадии охлаждения, например, используя чистый получаемый газ или в противотоке с продувочным газом из другого слоя после первой стадии повторного повышения давления. Конечное давление на стадии повторного повышения давления может быть предпочтительно, по существу, равным давлению поступающей исходной газовой смеси.
Время цикла для способов КАПДТ согласно настоящему изобретению может преимущественно составлять менее 10 мин, предпочтительно не более 2 мин. Такие способы можно использовать для получения извлекаемых продуктов очень высокой чистоты, преимущественно свыше 90 об.%, например по меньшей мере 95 об.% или по меньшей мере 98 об.%.
В некоторых воплощениях слой адсорбента может предпочтительно находиться в форме открытых потоковых каналов, например контакторов с параллельными каналами, в которых большую часть объема открытых пор составляют микропоры, например, где менее 40%, более предпочтительно менее 20%, например менее 15% или менее 10% объема открытых пор может быть образовано порами диаметром более 20 А (и менее приблизительно 1 мкм; т.е. мезопорами и макропорами). Потоковый канал описан здесь как часть контактора, в которой протекает газ, если обеспечен стационарный перепад давления между точкой/местом, где поток сырья поступает в контактор, и точкой/местом, где поток продукта покидает контактор. Под объемом открытых пор здесь понимают все незанятое пространство открытых пор в объеме, охватываемом материалом адсорбента. Объем открытых пор включает все открытые пространства в объеме, охватываемом материалом адсорбента, включая (но не ограничиваясь перечисленным) все объемы внутри материалов адсорбента как таковых, включая объем пор структурированных или аморфных материалов, а также любые промежуточные открытые объемы в пределах структуры части слоя, содержащей материал адсорбента. Объем открытых пор, как используют здесь, не включает пространства, не связанные с материалом адсорбента, такие как открытые объемы в сосуде для входа, выхода или распределения газов (такие как сопла или области распределителя), открытые потоковые каналы и/или объемы, занимаемые материалами наполнителя и/или твердыми материалами для поглощения теплоты адсорбции. Контакторы с параллельными каналами определены здесь как подгруппа адсорбционных контакторов, включающих структурированные (сконструированные) адсорбенты, в которых, по существу, параллельные потоковые каналы включены в структуру адсорбента (обычно адсорбенты могут быть встроены на/в стенки таких потоковых каналов). Неограничивающие примеры геометрических форм контакторов с параллельными каналами могут включать монолитные конструкции различной формы, содержащие множество, по существу, параллельных каналов, проходящих от одного конца монолитной конструкции до другого; множество трубчатых элементов; расположенные друг над другом слои листов адсорбента с промежутками или без промежутков между листами; многослойные спиральные рулоны; спирально намотанные листы адсорбента, пучки полых волокон, а также пучки, по
- 7 024198 существу, параллельных монолитных волокон и их сочетания. Параллельные потоковые каналы описаны подробно, например, в заявках на патент США №№ 2008/0282892 и 2008/0282886; оба указанных документа включены в данную заявку посредством ссылки. Эти потоковые каналы можно сформировать различными способами, и помимо материалов адсорбента конструкция адсорбционного контактора может содержать такие компоненты, как (но не ограничиваясь перечисленным) материалы-подложки, теплоотводящие материалы, уменьшающие пустоты компоненты и нагревающие/охлаждающие каналы.
Примеры материалов адсорбента, которые можно использовать, включают (но не ограничены перечисленным) оксид алюминия с высокой площадью поверхности (более приблизительно 10 м2/г, предпочтительно более приблизительно 75 м2/г), микропористые цеолиты (предпочтительно с размерами частиц менее приблизительно 1 мм), другие микропористые материалы, мезопористые материалы, упорядоченные мезопористые материалы и т.п. или их сочетания. Неограничивающие примеры этих материалов могут включать углерод, катионные цеолиты, цеолиты с высоким содержанием оксида кремния, высококремнистые упорядоченные мезопористые материалы, материалы, полученные по золь-гель-технологии, АЬРО материалы (микропористые и/или мезопористые материалы, содержащие преимущественно алюминий, фосфор и кислород), δΑΡΟ материалы (микропористые и/или мезопористые материалы, содержащие преимущественно кремний, алюминий, фосфор и кислород), МОР материалы (микропористые и/или мезопористые материалы, состоящие из металлорганической каркасной структуры), ΖΙΡ материалы (микропористые и/или мезопористые материалы, состоящие из цеолитных имидазолатных каркасных структур), микропористые и/или мезопористые сорбенты, функционализованные функциональными группами (например, включающие первичные, вторичные и третичные амины, другие не протогенные основные группы, такие как амидины, гуанидины, бигуаниды и т.п., а также их сочетания), и их сочетания и взаимопроросшие структуры. Для адсорбции и удаления кислых газов, таких как сероводород и диоксид углерода, обычно встречающихся в потоках природного газа, можно преимущественно использовать такие адсорбенты, как катионные цеолиты, функционализованные аминами мезопористые материалы, станносиликаты и углерод.
Особенно предпочтительные материалы адсорбента, используемые для разделения исходных потоков природного газа с получением конечных потоков метана высокой чистоты и, возможно, потоков этана и/или пропана высокой чистоты, могут включать цеолиты, выбранные из каркасных структур типов РЕК, МР1, ВЕА, ΌΟΝ и их сочетания и взаимопроросшие структуры. Дополнительно или альтернативно, отношение δί/Αί в цеолитовом адсорбенте может составлять от 2 до приблизительно 1000, альтернативно, более приблизительно 250, более приблизительно 500 или более приблизительно 1000.
В некоторых предпочтительных воплощениях можно обеспечить быстрое циклирование способа короткоцикловой адсорбции, и в этом случае способы согласно настоящему изобретению можно называть ускоренной короткоцикловой адсорбцией при переменной температуре (УКАПТ), ускоренной короткоцикловой адсорбцией при переменном давлении (УКАПД) и ускоренной короткоцикловой адсорбцией при переменном парциальном давлении или с вытеснением продувкой (УКАППД). Для УКАПД общее время цикла обычно может составлять менее 90 с, предпочтительно менее 60 с, например менее 30 с, менее 15 с или менее 10 с. В противоположность этому традиционное время цикла КАПД обычно составляет от более 2 до 4 мин. Для УКАПТ общее время цикла обычно может составлять менее 600 с, предпочтительно менее 200 с, например менее 100 с или менее 60 с.
Описанные выше способы, аппараты и системы для адсорбционного кинетического разделения пригодны для применения при разработке и добыче углеводородов, например для переработки нефти и газа. В частности, предложенные способы, аппараты и системы могут быть пригодны для быстрого, крупномасштабного, эффективного выделения различных целевых газов из газовых смесей.
Предложенные способы, аппараты и системы можно использовать для получения товарного природного газа путем удаления загрязняющих примесей и тяжелых (С2+) углеводородов. Предложенные способы, аппараты и системы могут быть пригодны для получения газообразных сырьевых потоков для использования во вспомогательных процессах, включающих такие применения разделения, как регулирование влажности по точке росы, обессеривание/удаление токсичных веществ, защита от коррозии/ борьба с коррозией, обезвоживание, повышение теплотворной способности, кондиционирование и очистка. Примеры вспомогательных процессов, в которых используют одно или более применений разделения, могут включать образование топливного газа, уплотнительного газа, непитьевой воды, газа защитного слоя, газа для систем контроля и управления, хладагента, инертного газа и извлечение углеводородов. Типичные технические условия для не превышающего нормы (или целевого) продукта, получаемого при удалении кислых газов, могут включать: (а) 2 об.% СО2, 4 ч./млн Η2δ; (б) 50 ч./млн СО2, 4 ч./млн Η2δ или (в) 1,5 об.% СО2, 2 ч./млн Η2δ.
Предложенные способы, аппараты и системы можно использовать для удаления кислых газов из потоков углеводородов. Технология удаления кислых газов приобретает все большее значение, поскольку оставшиеся запасы газа имеют более высокую концентрацию кислых (серосодержащих) газов. Исходные потоки углеводородов могут содержать кислые газы в широком диапазоне, например от нескольких частей на миллион до 90 об.%. Неограничивающие примеры концентраций кислых газов из типичных запасов газа могут включать концентрации, по меньшей мере (а) 1 об.% Η2δ, 5 об.% СО2; (б) 1 об.% Η2δ,
- 8 024198 об.% СО2; (в) 1 об.% Н28, 60 об.% СО2; (г) 15 об.% Н23, 15 об.% СО2 или (д) 15 об.% Н23, 30 об.% СО2.
Одну или более из следующих мер можно использовать с описанными здесь способами, аппаратами и системами для получения требуемого потока продукта, при сохранении относительно высокой степени извлечений углеводородов:
а) использование одного или более способов кинетической короткоцикловой адсорбции, таких как короткоцикловая адсорбция при переменном давлении (КАПД), короткоцикловая адсорбция при переменной температуре (КАПТ) и короткоцикловая адсорбция при переменном парциальном давлении или с вытеснением продувкой (КАППД), включая сочетание этих способов; каждый из указанных способов короткоцикловой адсорбции можно использовать с быстрыми циклами, например с использованием одной или более установок ускоренной короткоцикловой адсорбции при переменном давлении (УКАПД), одной или более установок ускоренной короткоцикловой адсорбции при переменной температуре (УКАПТ) или одной или более установок ускоренной короткоцикловой адсорбции при переменном парциальном давлении (УКАППД); примеры способов кинетической короткоцикловой адсорбции описаны в заявках на патент США №№ 2008/0282892, 2008/0282887, 2008/0282886, 2008/0282885 и 2008/0282884, каждая из которых во всей своей полноте включена в настоящую заявку посредством ссылки;
б) удаление кислых газов посредством УКАПТ с использованием усовершенствованных циклов и продувок, как описано в предварительной заявке на патент США № 61/447858, поданной 1 марта 2011 г., а также в заявке на патент США с регистрационным номером 2011ЕМ060-и82, испрашивающей приоритет по дате вышеуказанной заявки, каждая из которых во всей своей полноте включена в настоящую заявку посредством ссылки;
в) использование мезопористого наполнителя для снижения количества захваченного адсорбентом метана и увеличения общего извлечения углеводородов, как описано в заявках на патент США №№ 2008/0282892, 2008/0282885 и 2008/0282886, каждая из которых во всей своей полноте включена в настоящую заявку посредством ссылки;
г) выбор подходящих материалов адсорбента для обеспечения высокой селективности и снижения/минимизации адсорбции (и потерь) метана и других углеводородов, такого как один или более цеолитов, описанных в заявках на патент США №№ 2008/0282887 и 2009/0211441, каждая из которых во всей своей полноте включена в настоящую заявку посредством ссылки;
д) снижение давления в одной или более установок УКАПТ за множество стадий до промежуточных давлений так, что выпускаемые кислые газы можно улавливать при более высоком среднем давлении, тем самым снижая сжатие, требуемое для ввода кислых газов; уровни давления на промежуточных стадиях снижения давления могут быть приведены в соответствие с давлениями между ступенями компрессора для кислого газа, чтобы оптимизировать систему сжатия в целом;
е) использование выпускаемых или рециркулируемых потоков для минимизации переработки и потерь углеводородов, например использование выпускаемых потоков из одной или более установок УКАПТ в качестве топливного газа вместо повторного введения или выпуска;
ж) использование множества материалов адсорбента в одном слое для удаления следовых количеств первых загрязняющих веществ, таких как Н23, перед удалением второго загрязняющего вещества, такого как СО2; такие сегментированные слои могут обеспечить тщательное удаление кислых газов вплоть до уровня частей на миллион с помощью установок УКАПТ с минимальными расходами продувки;
з) использование сжатия подаваемого сырья перед одной или более установок УКАПТ для достижения требуемой чистоты продукта;
и) одновременное удаление загрязняющих веществ, отличных от кислых газов, таких как меркаптаны, СОЗ и любые ароматические углеводороды, такие как бензол, толуол, этилбензол и ксилол; выбор способов и материалов для выполнения этого;
к) использование структурированных адсорбентов для контакторов газа и твердой фазы, чтобы минимизировать падение давления по сравнению с традиционными уплотненными слоями;
л) выбор времени цикла и стадий цикла на основе кинетики материала адсорбента и
м) использование способа и аппарата, в котором применяют, помимо другого оборудования, две последовательно соединенные установки УКАПТ, где первая установка УКАПТ обеспечивает очистку подаваемого потока до требуемой чистоты продукта, а вторая установка УКАПТ обеспечивает очистку потока, выпускаемого из первой установки, для улавливания метана и поддержания высокой степени извлечения углеводородов; использование этой последовательной конструкции может снизить потребность в мезопористом наполнителе.
Описанные в настоящем документе способы, аппараты и системы могут быть пригодны для применения на крупных установках для обработки газа, например таких установках, которые перерабатывают более 141584 станд. м3/сутки (более 5 млн станд. куб.футов/сутки (млн станд. фут3/сутки)) природного газа, например более 424753 станд. м3/сутки (15 млн станд. фут3/сутки), более 707921 станд. м3/сутки (25 млн станд. фут3/сутки), более 1415842 станд. м3/сутки (50 млн станд. фут3/сутки), более 2831685 станд. м3/сутки (100 млн станд. фут3/сутки), более 14158423 станд. м3/сутки (500 млн станд. фут3/сутки), более 28,32 млн станд. м3/сутки (более одного миллиарда станд. кубических футов в сутки (1 млрд станд. фут3/сутки)) или более 56,64 млн станд. м3/сутки (более 2 млрд станд. фут3/сутки).
- 9 024198
По сравнению с традиционной технологией, предложенные способы, аппараты и системы могут требовать меньше капитальных вложений, меньше эксплуатационных расходов и/или меньше физического пространства, тем самым обеспечивая возможность ввода в эксплуатацию производственных площадок на расстоянии от берега и в отдаленных районах, например в арктических внешних условиях. Предложенные способы, аппараты и системы могут обеспечить описанные выше преимущества, при этом обеспечивая высокую степень извлечения углеводородов по сравнению с традиционной технологией.
Дополнительно или альтернативно, изобретение может включать одно или более из следующих воплощений.
Воплощение 1. Способ отделения С2+ углеводородов от потока природного газа, включающий: а) обработку указанного потока природного газа на стадии адсорбции путем введения его со стороны подачи сырья в слой адсорбента, селективного по отношению к адсорбции указанных С2+ углеводородов, причем слой адсорбента включает по меньшей мере один материал адсорбента и имеет сторону подачи сырья и сторону выхода продукта, и слой адсорбента эксплуатируют при первом давлении и первой температуре, при этом слой адсорбента селективно адсорбирует С2+ углеводороды, а первый получаемый поток С1, который имеет более высокое мольное процентное содержание С1 углеводородов, чем указанный поток природного газа, извлекают со стороны выхода продукта из указанного слоя адсорбента; б) прекращение введения указанного потока природного газа; в) понижение давления в указанном слое адсорбента до второго давления, более низкого, чем указанное первое давление; г) нагревание извне указанного слоя адсорбента с пониженным давлением до второй температуры, которая выше указанной первой температуры, что приводит к десорбции по меньшей мере части адсорбированных С2+ углеводородов из слоя адсорбента; д) пропускание противотоком через указанный нагретый слой адсорбента первого потока продувочного газа при третьем давлении; е) извлечение получаемого потока С2+, включающего С2+ углеводородные компоненты и метан; при необходимости, ж) охлаждение извне указанного слоя адсорбента до третьей температуры, которая ниже указанной второй температуры; и, при необходимости, з) повторное повышение давления в слое адсорбента до величины в пределах 90% указанного первого давления.
Воплощение 2. Способ по воплощению 1, в котором выполняют одно или более из следующих условий: первый получаемый поток С1 содержит более 95 мол.% метана, например более 98 мол.% метана; первый поток продувочного газа выбирают из группы, состоящей из азота и метана; первый поток продувочного газа содержит более 95 мол.% метана; первая температура составляет от -195 до 300°С, например от 20 до 150°С; первое давление составляет от 0,1 до 60 МПа (абс.) (от 1 до 600 бар (абс.)), например от 0,2 до 20 МПа (абс.) (от 2 до 200 бар (абс.)); вторая температура составляет от 10 до 300°С, например от 20 до 200°С; третья температура составляет от -195 до 300°С, а первое давление составляет по меньшей мере 3,45 МПа (изб.) (500 фунт/кв.дюйм (изб.)).
Воплощение 3. Способ по воплощению 1 или воплощению 2, в котором второй поток продувочного газа (например, содержащий пропан в таком количестве, как более 95 или более 98 мол.%) пропускают прямотоком через слой адсорбента после стадии (в) понижения давления и перед стадией (г) нагревания.
Воплощение 4. Способ по воплощению 3, дополнительно включающий извлечение со стороны выхода продукта из указанного слоя адсорбента (например, одновременно с пропусканием второго потока продувочного газа через слой адсорбента) первого получаемого потока С2+, имеющего более высокое мольное процентное содержание С2+ углеводородов, чем указанный поток природного газа, например, включающего более 95 мол.% этана или более 98 мол.% этана.
Воплощение 5. Способ по любому из предшествующих воплощений, в котором слой адсорбента включает открытые потоковые каналы по всей своей длине, по которым протекает поток природного газа, например, представляет собой контактор с параллельными каналами.
Воплощение 6. Способ по любому из предшествующих воплощений, в котором снижение давления на стадии (в) происходит за две или более стадий, и на каждой стадии снижают давление в слое адсорбента до более низкого давления, чем на ближайшей предыдущей стадии.
Воплощение 7. Способ по любому из предшествующих воплощений, в котором внешнее нагревание на стадии (г) происходит в прямотоке по отношению к направлению потока через слой адсорбента; внешнее нагревание на стадии (г) происходит в противотоке по отношению к направлению потока через слой адсорбента.
Воплощение 8. Способ по любому из предшествующих воплощений, в котором стадию (г) нагревания выполняют при условиях, достаточных для того, чтобы вызвать перемещение тепловой волны вдоль слоя адсорбента, например, в прямотоке относительно направления потока газовой смеси через слой адсорбента.
Воплощение 9. Способ по воплощению 8, в котором можно определить Т90 и Т10 по отношению к второй температуре и первой температуре таким образом, что разность температур (Т90-Т!0) имеет место на расстоянии не более 50% длины слоя адсорбента.
Воплощение 10. Способ по воплощению 8, в котором тепловая волна имеет максимальное число Пекле, Ре, менее 10, где Ре = (и-Ь)/а, где и представляет собой скорость теплообменной текучей среды, Ь представляет собой характеристическое расстояние, на которое переносят тепло в направлении, при- 10 024198 близительно перпендикулярном потоку текучей среды, а α представляет собой эффективный коэффициент термодиффузии контактора на расстоянии Ь, и где и составляет приблизительно от 0,01 до 100 м/с, а Ь составляет менее 0,1 м.
Воплощение 11. Способ по любому из предшествующих воплощений, в котором менее приблизительно 40% открытых пор слоя адсорбента имеют диаметры более приблизительно 20 А и менее приблизительно 1 мкм.
Воплощение 12. Способ по любому из предшествующих воплощений, в котором слой адсорбента состоит из материала цеолитового адсорбента, включающего каркасную структуру, выбранную из РЕК, ΜΡΙ, ВЕА, ΌΘΝ и их сочетаний, например, имеющего отношение δί/Α1 по меньшей мере приблизительно 500.
Воплощение 13. Способ по любому из предшествующих воплощений, в котором слой адсорбента состоит из материала микропористого адсорбента, выбранного из цеолитов, АЬРО материалов, §АРО материалов, МОР материалов, ΖΙΡ материалов, углерода и их сочетаний.
Воплощение 14. Способ по любому из предшествующих воплощений, в котором слой адсорбента состоит из материала адсорбента, выбранного из катионных цеолитов, функционализованных аминами мезопористых материалов, станносиликаты, углерода и их сочетаний.
Настоящее изобретение можно понять в сочетании со следующими примерами, технологические схемы которых проиллюстрированы на фиг. 1 и 2 настоящего документа. Следующие примеры не следует рассматривать в качестве чрезмерно ограничивающих область защиты настоящего изобретения, которая отражена в нижеследующей формуле изобретения.
Примеры
Пример 1.
В этом примере моделировали способ КАПДТ по настоящему изобретению на основе следующих технологических стадий:
а) адсорбция тяжелых УВ и получение очищенного С/ при высоком давлении;
б) прямоточный сброс давления до приблизительно 0,1 МПа (1 бар);
в) нагревание слоя при закрытой стороне выхода продукта и открытой стороне подачи сырья;
г) противоточная продувка С/ при приблизительно 0,3 МПа (3 бар);
д) охлаждение слоя при закрытой стороне подачи сырья и открытой стороне выхода продукта;
е) повторное повышение давления в слое с использованием сочетания потока сырья и внутреннего потока.
Продолжительность отдельных циклов для этого моделирования способа адсорбции составляла:
а) адсорбция в течение ~8,5 с;
б) прямоточный сброс давления в течение ~4 с;
в) нагревание слоя в течение ~10 с;
г) противоточная продувка С/ в течение ~2 с;
д) охлаждение слоя в течение ~10 с;
е) повторное повышение давления в слое в течение ~3 с.
На представленной здесь фиг. 1 схематически показаны технологические стадии описанного выше способа КАПДТ. Поток природного газа, пропускаемый через линию 10 в технологическую установку А для короткоцикловой адсорбции по настоящему изобретению, смоделирован так, что протекает со стороны подачи сырья в слой адсорбента в технологической установке. Подаваемый газ смоделирован так, что протекает через слой адсорбента в виде фронта адсорбции от стороны подачи сырья к стороне выхода продукта из слоя адсорбента. Описанная здесь технологическая установка для короткоцикловой адсорбции представляла собой технологическую установку для комбинированной короткоцикловой адсорбции при переменных давлении/температуре (КАПДТ), смоделированную так, что она работает при высоком давлении в течение стадии адсорбции, так что адсорбированные газовые компоненты могут быть десорбированы и слой адсорбента может быть регенерирован при повышенных температурах. Как отмечено ранее, материал адсорбента, используемого в слое(слоях) адсорбента, смоделирован так, что он предпочтительно адсорбирует С2+ углеводороды относительно метана. Адсорбция смоделирована при первом давлении от 0,2 до 20 МПа (абс.) (от 2 до 200 бар (абс.)) и при первой температуре от 20 до 150°С. Во время стадии адсорбции богатый метаном получаемый поток, обедненный по С2+ углеводородам, смоделирован так, что он выходит со стороны выхода продукта из слоя адсорбента, и его пропускают через линию 12 в компрессор Р1 для сжатия до давления в трубопроводе и выпускают через линию 14.
Стадию адсорбции останавливали и затем понижали давление в слое адсорбента, в данном случае посредством последовательности стадий выравнивающего сброса давления в прямотоке с потоком исходного газа до второго давления, которое меньше, чем давление на стадии адсорбции. Это второе давление составляло приблизительно от 0,1 до 0,2 МПа (абс.) (от приблизительно 1 до приблизительно 2 бар (абс.)). Выходящий поток сброса давления в данном случае представлял собой, по существу, чистый метан, выпускаемый через линию 16, и его давление повышали путем пропускания его части в компрессор Р2 для использования на последующих стадиях в качестве продувочного газа через линию 17, где его направляли противотоком через слой адсорбента в течение и/или после стадии нагревания/десорбции.
- 11 024198
Часть выходящего потока сброса давления можно, при необходимости, направлять через линию 18 (предпочтительно через компрессор Р3) для повторного повышения давления в слое адсорбента.
После стадии сброса давления слой адсорбента нагревали извне, при этом герметизировали сторону выхода продукта, а сторону подачи сырья оставляли открытой, и поддерживали давление приблизительно 0,1 МПа (приблизительно 1 бар) для достижения десорбции по меньшей мере части адсорбированных С2+ углеводородов из адсорбента, которые удаляли из слоя предпочтительно с помощью противоточного потока продувочного газа, обеспечиваемого получаемым газом через линию 18. Поток десорбированных С2+ углеводородов пропускали через линию 20 со стороны подачи сырья в слой адсорбента и в технологическую установку К для извлечения, где его отделяли, в данном случае путем разделения на фракции, более конкретно криогенной перегонкой, с получением отдельных потоков С2, С3 и С4+ высокой чистоты. Какие-либо следы получаемого С1 можно, при необходимости, извлекать в технологической установке К для извлечения и пропускать через линию 22 в компрессор Р4 (если требуется) и дополнительно в компрессор Р1 для сжатия, возможно с богатым метаном конечным потоком 12, получаемым непосредственно из адсорбционной установки, до давлений в трубопроводах, и направлять в трубопровод. Потоки С2, С3 и С4+, указанные на чертеже, можно дополнительно или альтернативно собирать в качестве конечных потоков посредством технологической установки К для извлечения, для транспортировки, продажи и/или дополнительной переработки.
После десорбции адсорбированных компонентов слой адсорбента охлаждали перед возвращением слоя обратно в цикл адсорбции. Слой адсорбента можно, при необходимости, продувать чистым газом в течение этой стадии охлаждения.
Затем после стадии охлаждения повышали давление в слое адсорбента, в данном случае с помощью продувочного газа со стадии выравнивания давления в другом слое. Затем повышали давление в адсорбционном сосуде до конечного давления посредством использования исходного газа (в прямотоке), хотя альтернативно можно использовать чистый получаемый газ (в противотоке). Конечное давление на стадии повторного повышения давления было, по существу, равным давлению поступающего исходного газа.
В табл. 1 ниже показаны расходы и составы потоков, полученных в результате детального динамического технологического моделирования описанного здесь способа, схема которого показана на фиг. 1, причем моделирование было проведено с использованием выполненного по заказу комплекта моделей, разработанного с использованием программного продукта §РКОМ§®. дРКОМ§® представляет собой передовую среду моделирования процессов, выпускаемую компанией Ртосе88 8у81ет8 Εηΐθτρτίδθδ Мтйеб® (Р8Б), имеющей офис в Себаг Κηοΐΐδ, Нью-Джерси, США, и она хорошо известна технологам нефтяной и химической промышленности. Выходящий поток сброса давления представлял собой, по существу, чистый Сь которого было более чем достаточно для стадии продувки С.) и части стадии повторного повышения давления в слое. Получаемый поток С2+ тяжелых углеводородов представлял собой объединенный выходящий поток со стадии нагревания и со стадии продувки С1 и составлял подачу в установку К для извлечения газа. Начальное повторное повышение давления в слое с помощью чистого получаемого С4 в данном случае проводили в противотоке, чтобы сохранить чистоту стороны выхода продукта из слоя. Конечное повышение давления выполняли в прямотоке с подачей сырья. Расходы моделировали, исходя из общего расхода 28 млн станд. м3/сутки (1 млрд станд. фут3/сутки).
Некоторые преимущества этого цикла, полученные путем наблюдения, включают получение конечного потока С1 высокого давления и высокой чистоты, и уменьшение, но не полное устранение, установки для извлечения газа.
Таблица 1
Составы потоков для способа КАПДТ с продувкой метаном (С))
Поток Мольные доли Расход, млн. станд. фут3/сутки Давление, бар (абс.)
С! с2 С3 с4
Подача 0,93 0,04 0,01 0,01 877 66
Продувка С, 1,00 0,00 0,00 0,00 59 3
Повторное повышение давления 1,00 0,00 0,00 0,00 123 66
Получаемый С, 1,00 0,00 0,00 0,00 856 64
Сброс давления 1,00 0,00 0,00 0,00 123 1
ТУВ продукт - Всего - Нагрев - Продувка 0,30 0,42 0,14 0,14 81 1
0,31 0,40 0,15 0,15 74 1
0,30 0,70 0,00 0,00 7 1
Пример 2.
В этом примере моделировали способ КАПДТ по настоящему изобретению на основе следующих технологических стадий:
а) адсорбция тяжелых УВ и получение очищенного С) при высоком давлении;
б) прямоточный сброс давления до приблизительно 0,9 МПа (9 бар);
в) прямоточная продувка, по существу, чистым С3;
г) противоточный сброс давления до приблизительно 0,1 МПа (3 бар);
- 12 024198
д) нагревание слоя при закрытой стороне выхода продукта и открытой стороне подачи сырья;
е) противоточная продувка при приблизительно 0,3 МПа (3 бар), по существу, чистым метаном;
ж) охлаждение слоя при закрытой стороне подачи сырья и открытой стороне выхода продукта;
з) повторное повышение давления в слое с использованием сочетания потока сырья и внутреннего потока.
Продолжительность отдельных циклов для этого моделирования способа адсорбции составляла:
а) адсорбция в течение ~6 с;
б) прямоточный сброс давления в течение ~3 с;
в) прямоточная продувка С3 в течение ~8 с;
г) противоточный сброс давления в течение ~7 с;
д) нагревание слоя в течение ~7 с;
е) противоточная продувка Οι в течение ~5 с;
ж) охлаждение слоя в течение ~3 с;
з) повторное повышение давления в слое в течение ~10 с.
Здесь на фиг. 2 представлена упрощенная технологическая схема другого предпочтительного воплощения настоящего изобретения, иллюстрирующая указанные выше стадии способа КАПДТ. Технологическая схема, показанная на фиг. 2, представляет собой более сложную схему с дополнительными стадиями по сравнению с примером 1, которому соответствует фиг. 1, но она смоделирована для получения помимо конечного потока С1 высокой чистоты отдельных конечных потоков С2, С3 и С4+ высокой чистоты, без необходимости направления смеси этих углеводородов в установку извлечения газа. Это может обеспечить существенную экономию по сравнению с необходимостью применения криогенных ректификационных колонн для получения этих отдельных потоков.
Как показано здесь на фиг. 2, исходный поток природного газа, пропускаемый через линию 110 в технологическую установку А для короткоцикловой адсорбции, смоделирован так, что протекает со стороны подачи сырья в слой адсорбента в технологической установке. Исходный газ смоделирован так, что протекает через слой адсорбента в виде фронта адсорбции со стороны подачи сырья в слой адсорбента к стороне выхода продукта из слоя адсорбента. Технологическая установка для короткоцикловой адсорбции представляла собой технологическую установку для комбинированной короткоцикловой адсорбции при переменном давлении/температуре (КАПДТ), смоделированную так, что она работает при высоком давлении в течение стадии адсорбции, так что адсорбированные газовые компоненты могут быть десорбированы и слой адсорбента может быть регенерирован при повышенных температурах. Как отмечено ранее, материал адсорбента, используемого в слое(слоях) адсорбента, смоделирован так, что он предпочтительно адсорбирует С2+ углеводороды, относительно метана. Адсорбция смоделирована при первом давлении от 0,2 до 20 МПа (абс.) (от 2 до 200 бар (абс.)) и при первой температуре от 20 до 150°С. Во время стадии адсорбции богатый метаном получаемый поток, обедненный по С2+ углеводородам, смоделирован так, что он выходит со стороны выхода продукта из слоя адсорбента и его пропускают через линию 112 в компрессор Р100 для сжатия до давления в трубопроводе, откуда он выходит в виде получаемого потока С1, представляющего собой С1 высокой чистоты. Часть богатого метаном получаемого потока можно, при необходимости, пропускать через линию 113, чтобы использовать его в качестве продувочного газа и для повышения давления.
Стадию адсорбции останавливали и затем понижали давление в слое адсорбента, в данном случае посредством последовательности двух стадий выравнивающего сброса давления в прямотоке с потоком исходного газа. Первая стадия сброса давления смоделирована для снижения давления в слое адсорбента до приблизительно 0,9 МПа (9 бар). Выходящий поток с этой первой стадии сброса давления, который включал, по существу, чистый метан при относительно низком давлении, направляли через линию 116 в компрессор Р200, а затем через линии 118 для использования главным образом в качестве подаваемого потока на стадию противоточной продувки С1 через линию 119 и на стадию повышения давления. После первого сброса давления проводили прямоточную продувку, по существу, чистым пропаном через линию 112. Выходящий поток с продувки пропаном, который включал десорбированные С2+ углеводороды со стадии нагревания/десорбции, пропускали через линию 124 в первый переключающий клапан §У1, который открывали и закрывали в отдельные промежутки времени в течение цикла, обеспечивая возможность прохождения относительно резких фронтов концентрации различных газообразных компонентов через слой адсорбции. Первым из слоя выходит, по существу, чистый С1, за которым следует смесь С1 и С2 (некондиционный продукт С1/С2), затем следует, по существу, чистый С2, затем следует смесь С2 и С3 (некондиционный продукт С2/С3), затем следует смесь С3+. В общем случае, чем резче фронт концентрации, тем меньше потоки некондиционного продукта. Первый поток некондиционного продукта (С1/С2) пропускали через линию 126, объединяли с потоком С1 посредством линии 128 и повторно сжимали с помощью компрессора Р300, где его пропускали через линию 130 для использования при повторном повышении давления. Поток С2 собирали через линию 132 и сжимали посредством компрессора Р400, например, для продажи потока С2 в качестве С2 высокой чистоты. Поток некондиционного продукта С2/С3 через линию 134 и поток С3 через линию 136 сжимали посредством компрессора Р500 и использовали для продувки С3 через линию 122.
- 13 024198
После стадии продувки С3 в прямотоке проводили вторую стадию сброса давления, чтобы снизить давление в слое адсорбента до приблизительно 0,1 МПа (1 бар). Выходящий поток с этой второй стадии (г) сброса давления объединяли с выходящим потоком со стадии (д) нагревания в линии 142 и направляли через переключающий клапан §У2 для возможного дополнительного разделения с использованием депропанизатора ΌΡΤ. Часть С3, извлеченного из депропанизатора ΌΡΤ, использовали для стадии (в) продувки С3 через линию 140, и по меньшей мере часть оставшегося количества может представлять собой товарные С3 потоки С3 через линию 145. С4+ углеводородные продукты из депропанизатора ΌΡΤ, при необходимости, можно дополнительно направлять для транспортировки, продажи и/или дополнительной переработки С4+. Выходящий поток через линию 138 со стадии (е) продувки Οι сжимали посредством компрессора Р600 и подавали рециклом в слой адсорбента через линию 120, в качестве части газа, требуемого для стадии (з) повышения давления. Начальное повторное повышение давления в слое с помощью получаемого Οι проводили в противотоке, чтобы сохранять чистоту стороны выхода продукта из слоя. Конечное повышение давления выполняли в прямотоке с подачей сырья. Расходы моделировали, исходя из общего расхода 28 млн станд. м3/сутки (1 млрд станд. фут3/сутки). Некоторые преимущества этого цикла, полученные путем наблюдения, включают получение потока Οι высокого давления и устранение установки для извлечения газа и жидкости. Единственной колонной, которая требуется в данной технологической схеме, является депропанизатор.
Как и в случае способа по приведенному выше примеру 1, слой адсорбента нагревали извне, при этом герметизировали сторону выхода продукта, а сторону подачи сырья оставляли открытой. Затем слой адсорбента продували в противотоке при приблизительно 0,3 МПа (3 бар), по существу, чистым метаном, затем охлаждали при закрытой стороне подачи сырья и открытой стороне выхода продукта. Затем после стадии охлаждения повышали давление в адсорбционном сосуде с помощью продувочного газа со стадии выравнивания давления в другом слое. Затем повышали давление в адсорбционном сосуде до конечного давления посредством использования сочетания потока исходного газа и внутреннего потока.
В табл. 2 ниже показаны расходы и составы потоков, полученных в результате детального динамического технологического моделирования способа, представленного на фиг. 2, причем моделирование было проведено с использованием выполненного по заказу комплекта моделей, разработанного с использованием программного продукта §ΡΚΟΜδ®.
Таблица 2
Составы потоков для многокомпонентного получаемого потока способа КАПДТ с продувкой пропаном (С3)
Поток Мольные доли Расход, млн. станд. фут3/сутки Давление, бар (абс.)
С, с2 с3 с4
Подача 0,93 0,04 0,01 0,01 778 66
Продувка С3 0,00 0,00 1,00 0,00 134 10
Продувка С| 1,00 0,00 0,00 0,00 43 2
Повторное повышение давления 1,00 0,00 0,00 0,00 222 66
Получаемый С, 1,00 0,00 0,00 0,00 757 64
Первый сброс давления 1,00 0,00 0,00 0,00 145 9
ТУВ продукт - Всего - Фракция С] - Некондиц. прод. С1/С2 - Фракция С2 - Некондиц. прод. С2/С3 - Фракция Сз. 0,54 0,27 0,19 0,00 121 9
1,00 0,00 0,00 0,00 64 9
0,63 0,37 0,00 0,00 3 9
0,01 0,99 0,00 0,00 25 9
0,00 0,30 0,70 0,00 21 9
0,00 0,00 1,00 0,00 9 9
Второй сброс давления - Всего - Сброс давления - Нагрев - Продувка 0,15 0,00 0,79 0,06 153 1
0,00 0,00 1,00 0,00 15 1
0,00 0,00 0,91 0,09 103 1
0,66 0,00 0,34 0,01 35 1
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Claims (14)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ отделения С2+ углеводородов от потока природного газа, включающий:
    а) обработку указанного потока природного газа на стадии адсорбции путем введения его со стороны подачи сырья в слой адсорбента, селективного по отношению к адсорбции, указанных С2+ углеводородов, причем слой адсорбента включает по меньшей мере один материал адсорбента и имеет сторону подачи сырья и сторону выхода продукта и слой адсорбента эксплуатируют при первом давлении и первой температуре, при этом слой адсорбента селективно адсорбирует С2+ углеводороды, а первый получаемый поток Οι, который имеет более высокое мольное процентное содержание Οι углеводородов, чем указанный поток природного газа, извлекают со стороны выхода продукта из указанного слоя адсорбента, причем первое давление составляет по меньшей мере 3,4 МПа (изб.) (500 фунт/кв.дюйм (изб.));
    б) прекращение введения указанного потока природного газа;
    - 14 024198
    в) понижение давления в указанном слое адсорбента до второго давления, более низкого, чем указанное первое давление;
    г) нагревание извне указанного слоя адсорбента с пониженным давлением до второй температуры, которая выше указанной первой температуры, что приводит к десорбции по меньшей мере части адсорбированных С2+ углеводородов из слоя адсорбента;
    д) пропускание противотоком через указанный нагретый слой адсорбента первого потока продувочного газа при третьем давлении;
    е) извлечение получаемого потока С2+, включающего С2+ углеводородные компоненты и метан;
    ж) охлаждение извне указанного слоя адсорбента до третьей температуры, которая ниже указанной второй температуры; и
    з) повторное повышение давления в слое адсорбента до величины в пределах 90% указанного первого давления.
  2. 2. Способ по п.1, в котором выполняют одно или более из следующих условий: первый получаемый поток С1 содержит более 95 мол.% метана, например более 98 мол.% метана; первый поток продувочного газа выбирают из группы, состоящей из азота и метана; первый поток продувочного газа содержит более 95 мол.% метана; первая температура составляет от -195 до 300°С, предпочтительно от 20 до 150°С; первое давление составляет от 0,1 до 60 МПа (абс.) (от 1 до 600 бар (абс.)), предпочтительно от 0,2 до 20 МПа (абс.) (от 2 до 200 бар (абс.)); вторая температура составляет от 10 до 300°С, предпочтительно от 20 до 200°С; третья температура составляет от -195 до 300°С.
  3. 3. Способ по п.1 или 2, в котором второй поток продувочного газа (например, содержащий пропан в таком количестве, как более 95 или более 98 мол.%) дополнительно пропускают прямотоком через слой адсорбента после стадии (в) понижения давления и перед стадией (г) нагревания.
  4. 4. Способ по п.3, дополнительно включающий извлечение со стороны выхода продукта из указанного слоя адсорбента (например, одновременно с пропусканием второго потока продувочного газа через слой адсорбента) первого получаемого потока С2+, имеющего более высокое мольное процентное содержание С2+ углеводородов, чем указанный поток природного газа, например включающего более 95 мол.% этана или более 98 мол.% этана.
  5. 5. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором слой адсорбента включает открытые потоковые каналы по всей своей длине, по которым протекает поток природного газа, например представляет собой контактор с параллельными каналами.
  6. 6. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором понижение давления на стадии (в) происходит за две или более стадии, и на каждой стадии снижают давление в слое адсорбента до более низкого давления, чем на ближайшей предыдущей стадии.
  7. 7. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором внешнее нагревание на стадии (г) происходит в прямотоке по отношению к направлению потока через слой адсорбента или внешнее нагревание на стадии (г) происходит в противотоке по отношению к направлению потока через слой адсорбента.
  8. 8. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором нагревание на стадии (г) выполняют при условиях, достаточных для того, чтобы вызвать перемещение тепловой волны вдоль слоя адсорбента, например в прямотоке относительно направления потока газовой смеси через слой адсорбента.
  9. 9. Способ по п.8, в котором можно определить Т90 и Т10 по отношению ко второй температуре и первой температуре таким образом, что разность температур (Т90-Т10) имеет место на расстоянии не более 50% длины слоя адсорбента, причем Т90 определяют как температуру, которая на 10% ниже второй температуры, а Т10 определяют как температуру, которая на 10% выше первой температуры.
  10. 10. Способ по п.8, в котором тепловая волна имеет максимальное число Пекле, Ре, менее 10, где Ре = (И-Ь)/а, где и представляет собой скорость теплообменной текучей среды, Ь представляет собой характеристическое расстояние, на которое переносят тепло в направлении, приблизительно перпендикулярном потоку текучей среды, а α представляет собой эффективный коэффициент термодиффузии контактора на расстоянии Ь и где и составляет от 0,01 до 100 м/с, а Ь составляет менее 0,1 м.
  11. 11. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором менее 40% открытых пор слоя адсорбента имеют диаметры более 20 А и менее 1 мкм.
  12. 12. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором слой адсорбента состоит из материала цеолитового адсорбента, включающего каркасную структуру, выбранную из РЕК, ΜΡΙ, ВЕА, ΌΟΝ и их сочетаний, имеющего отношение δί/Αί по меньшей мере 500.
  13. 13. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором слой адсорбента состоит из материала микропористого адсорбента, выбранного из цеолитов, АЬРО материалов, δΑΡΟ материалов, МОР материалов, ΖΙΡ материалов, углерода и их сочетаний.
  14. 14. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором слой адсорбента состоит из материала адсорбента, выбранного из катионных цеолитов, функционализованных аминами мезопористых материалов, станносиликатов, углерода и их сочетаний.
EA201391193A 2011-03-01 2012-02-27 Способ короткоцикловой адсорбции при переменном давлении и температуре для отделения тяжелых углеводородов от потоков природного газа EA024198B1 (ru)

Applications Claiming Priority (8)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201161447869P 2011-03-01 2011-03-01
US201161447848P 2011-03-01 2011-03-01
US201161447877P 2011-03-01 2011-03-01
US201161447835P 2011-03-01 2011-03-01
US201161447806P 2011-03-01 2011-03-01
US201161447824P 2011-03-01 2011-03-01
US201161447812P 2011-03-01 2011-03-01
PCT/US2012/026757 WO2012118747A1 (en) 2011-03-01 2012-02-27 Pressure-temperature swing adsorption process for the separation of heavy hydrocarbons from natural gas streams

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201391193A1 EA201391193A1 (ru) 2014-02-28
EA024198B1 true EA024198B1 (ru) 2016-08-31

Family

ID=45809694

Family Applications (7)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201391191A EA025720B1 (ru) 2011-03-01 2012-02-27 Способ короткоцикловой адсорбции при переменном давлении и температуре
EA201391193A EA024198B1 (ru) 2011-03-01 2012-02-27 Способ короткоцикловой адсорбции при переменном давлении и температуре для отделения тяжелых углеводородов от потоков природного газа
EA201391190A EA201391190A1 (ru) 2011-03-01 2012-02-27 Способ короткоцикловой адсорбции при переменной температуре для отделения заданных веществ от газовой смеси
EA201391189A EA201391189A1 (ru) 2011-03-01 2012-02-27 Способ очистки газа с использованием специально разработанных адсорбентов с мелкими частицами
EA201391194A EA201391194A1 (ru) 2011-03-01 2012-02-27 Контакторы короткоцикловой адсорбции при переменной температуре для разделения газов
EA201391192A EA201391192A1 (ru) 2011-03-01 2012-02-27 Способ селективного удаления серы
EA201391188A EA025315B8 (ru) 2011-03-01 2012-02-27 Способы короткоцикловой адсорбции с использованием регулируемых адсорбционных фронтов

Family Applications Before (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201391191A EA025720B1 (ru) 2011-03-01 2012-02-27 Способ короткоцикловой адсорбции при переменном давлении и температуре

Family Applications After (5)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201391190A EA201391190A1 (ru) 2011-03-01 2012-02-27 Способ короткоцикловой адсорбции при переменной температуре для отделения заданных веществ от газовой смеси
EA201391189A EA201391189A1 (ru) 2011-03-01 2012-02-27 Способ очистки газа с использованием специально разработанных адсорбентов с мелкими частицами
EA201391194A EA201391194A1 (ru) 2011-03-01 2012-02-27 Контакторы короткоцикловой адсорбции при переменной температуре для разделения газов
EA201391192A EA201391192A1 (ru) 2011-03-01 2012-02-27 Способ селективного удаления серы
EA201391188A EA025315B8 (ru) 2011-03-01 2012-02-27 Способы короткоцикловой адсорбции с использованием регулируемых адсорбционных фронтов

Country Status (9)

Country Link
US (7) US8673059B2 (ru)
EP (7) EP2680945A1 (ru)
JP (7) JP2014509556A (ru)
AU (7) AU2012223554B2 (ru)
BR (7) BR112013021060A2 (ru)
CA (7) CA2826900C (ru)
EA (7) EA025720B1 (ru)
SG (7) SG192603A1 (ru)
WO (7) WO2012118744A1 (ru)

Families Citing this family (156)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8906138B2 (en) * 2007-11-12 2014-12-09 Exxonmobil Upstream Research Company Methods of generating and utilizing utility gas
JP5410411B2 (ja) * 2008-02-26 2014-02-05 パナソニック株式会社 脱硫器、水素生成装置、燃料電池発電システム、及び脱硫剤カートリッジ
AU2009241530C1 (en) 2008-04-30 2016-12-01 Exxonmobil Upstream Research Company Method and apparatus for removal of oil from utility gas stream
CA2753610C (en) 2009-02-27 2016-07-26 Andre Boulet Parallel passage fluid contactor structure
CA2804930C (en) 2010-05-28 2016-09-06 Exxonmobil Upstream Research Company Integrated adsorber head and valve design and swing adsorption methods related thereto
EP2608867B8 (en) 2010-08-27 2017-04-05 Inventys Thermal Technologies Inc. Method of adsorptive gas separation using thermally conductive contactor structure
US10315159B2 (en) 2010-08-27 2019-06-11 Inventys Thermal Technoogies Inc. Method of adsorptive gas separation using thermally conductive contactor structure
US9283511B2 (en) 2010-10-25 2016-03-15 William Marsh Rice University Composite materials for reversible CO2 capture
TWI495501B (zh) 2010-11-15 2015-08-11 Exxonmobil Upstream Res Co 動力分餾器及用於氣體混合物之分餾的循環法
CA2842928A1 (en) 2011-03-01 2012-11-29 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and systems having a rotary valve assembly and swing adsorption processes related thereto
AU2012259377B2 (en) 2011-03-01 2016-12-01 Exxonmobil Upstream Research Company Methods of removing contaminants from a hydrocarbon stream by swing adsorption and related apparatus and systems
WO2012118757A1 (en) 2011-03-01 2012-09-07 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and systems having a reciprocating valve head assembly and swing adsorption processes related thereto
US8673059B2 (en) 2011-03-01 2014-03-18 Exxonmobil Research And Engineering Company Rapid temperature swing adsorption contactors for gas separation
AU2012223487A1 (en) 2011-03-01 2013-09-19 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and systems having compact configuration multiple swing adsorption beds and methods related thereto
SG192572A1 (en) 2011-03-01 2013-09-30 Exxonmobil Upstream Res Co Apparatus and systems having an encased adsorbent contactor and swing adsorption processes related thereto
AU2012223486A1 (en) 2011-03-01 2013-08-15 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and systems having a rotary valve assembly and swing adsorption processes related thereto
SG192573A1 (en) 2011-03-01 2013-09-30 Exxonmobil Upstream Res Co Methods of removing contaminants from a hydrocarbon stream by swing adsorption and related apparatus and systems
US8728218B2 (en) * 2011-09-15 2014-05-20 Corning Incorporated Sorbent substrates for CO2 capture and methods for forming the same
WO2013106712A1 (en) 2012-01-11 2013-07-18 William Marsh Rice University Composites for carbon dioxide capture
US9597656B2 (en) 2012-01-11 2017-03-21 William Marsh Rice University Porous carbon materials for CO2 separation in natural gas
US9073000B2 (en) 2012-03-14 2015-07-07 Corning Incorporated Segmented reactors for carbon dioxide capture and methods of capturing carbon dioxide using segmented reactors
US8920541B2 (en) * 2012-03-30 2014-12-30 Exxonmobile Research And Engineering Company Linker exchange in zeolitic imidazolate frameworks
US8814984B2 (en) * 2012-05-09 2014-08-26 Uop Llc Process and apparatus for removing contaminants from a gas stream
JP6163719B2 (ja) * 2012-08-31 2017-07-19 三菱ケミカル株式会社 硫化水素の分離方法
US9034078B2 (en) 2012-09-05 2015-05-19 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and systems having an adsorbent contactor and swing adsorption processes related thereto
EP2733475A1 (en) * 2012-11-14 2014-05-21 The European Union, represented by the European Commission Diffusive sampling device
US20160194210A1 (en) * 2012-12-18 2016-07-07 Invista North America S.A R.L. Hydrogen cyanide production with treated natural gas as source or methane-containing feedstock
WO2014099239A1 (en) * 2012-12-20 2014-06-26 Exxonmobil Research And Engineering Company Co2 capture processes using rotary wheel configurations
JP6531912B2 (ja) 2012-12-31 2019-06-19 インヴェンティス サーマル テクノロジーズ インコーポレイテッド 燃焼ガスからの集積二酸化炭素ガス分離の為のプロセス
WO2014210295A2 (en) * 2013-06-26 2014-12-31 William Marsh Rice University Nucleophilic porous carbon materials for reversible co2 capture
FR3007668B1 (fr) * 2013-06-28 2015-07-03 Seb Sa Cartouche filtrante pour appareil de purification d’air
FR3008000B1 (fr) * 2013-07-02 2015-09-04 Air Liquide Adsorbeur a lit axial horizontal avec systeme de compensation du tassement
FR3009202B1 (fr) * 2013-07-31 2017-01-27 Ifp Energies Now Procede de captation d'un metal lourd contenu dans un gaz humide integrant une pompe a chaleur pour refroidir le gaz avant elimination de l'eau
US10011796B2 (en) * 2013-08-06 2018-07-03 Dow Global Technologies Llc Method for extracting natural gas liquids from natural gas using an adsorbent media comprising a cross-linked macroporous polymer
CA2859256A1 (en) 2013-08-13 2015-02-13 William Marsh Rice University Nucleophilic porous carbon materials for co2 and h2s capture
US9522364B2 (en) * 2013-12-16 2016-12-20 Sabic Global Technologies B.V. Treated mixed matrix polymeric membranes
BR112016016312A2 (pt) * 2014-01-23 2017-08-08 Dow Global Technologies Llc Método para fornecer gás natural de qualidade de gasoduto
US9630138B2 (en) 2014-06-26 2017-04-25 Uop Llc Pressure swing adsorption processes and systems for recovery of hydrogen and C2+ hydrocarbons
CA2949262C (en) 2014-07-25 2020-02-18 Shwetha Ramkumar Cyclical swing absorption process and system
EP2977093B1 (de) 2014-07-25 2021-05-05 Airbus Defence and Space GmbH Verfahren zu einer Abtrennung von Kohlendioxid aus Atemluft eines U-Boots
US9126878B1 (en) 2014-08-01 2015-09-08 Chevron Phillips Chemical Company Lp Ethylene separation with temperature swing adsorption
BR112017001560A2 (pt) * 2014-09-03 2018-01-30 Exxonmobil Res & Eng Co emm-26, material cristalino sintético, sua preparação, e seu uso
JP2016068083A (ja) * 2014-09-30 2016-05-09 ニッタ株式会社 シラノール化合物除去設備
CA2963216C (en) * 2014-10-06 2023-09-26 GE Oil & Gas, Inc. System and method for compressing and conditioning hydrocarbon gas
US10093877B2 (en) * 2014-10-27 2018-10-09 Dow Global Technologies Llc Temperature controlled adsorption process for recovering condensable components from a gas stream
US10307749B2 (en) 2014-11-11 2019-06-04 Exxonmobil Upstream Research Company High capacity structures and monoliths via paste imprinting
EP3229938A1 (en) 2014-12-10 2017-10-18 ExxonMobil Research and Engineering Company Adsorbent-incorporated polymer fibers in packed bed and fabric contactors, and methods and devices using same
US20160168173A1 (en) 2014-12-12 2016-06-16 Exxonmobil Research And Engineering Company Organosilica materials and uses thereof
CN107207735B (zh) 2014-12-12 2020-08-07 埃克森美孚研究工程公司 有机二氧化硅材料
WO2016094774A2 (en) 2014-12-12 2016-06-16 Exxonmobil Research And Engineering Company Methods of producing organosilica materials and uses thereof
WO2016094784A1 (en) 2014-12-12 2016-06-16 Exxonmobil Research And Engineering Company Coating methods using organosilica materials and uses thereof
WO2016094788A1 (en) 2014-12-12 2016-06-16 Exxonmobil Research And Engineering Company Organosilica materials and uses thereof
WO2016094820A1 (en) 2014-12-12 2016-06-16 Exxonmobil Research And Engineering Company Adsorbent for heteroatom species removal and uses thereof
US20160168172A1 (en) 2014-12-12 2016-06-16 Exxonmobil Research And Engineering Company Organosilica materials and uses thereof
CA2970547C (en) * 2014-12-17 2023-02-21 The University Of Western Australia Method for gas separation
AU2015370106B2 (en) 2014-12-23 2019-01-03 Exxonmobil Upstream Research Company Structured adsorbent beds, methods of producing the same and uses thereof
RU2705340C2 (ru) * 2014-12-23 2019-11-06 ЭкссонМобил Рисерч энд Энджиниринг Компани Адсорбирующие материалы и способы их применения
WO2016122842A1 (en) 2015-01-27 2016-08-04 Dow Global Technologies Llc Separation of nitrogen from hydrocarbon gas using pyrolyzed sulfonated macroporous ion exchange resin
CN107206305A (zh) 2015-01-27 2017-09-26 陶氏环球技术有限责任公司 使用亚烷基桥接的可再生大孔吸附剂在填充移动床中利用微波再生将c2+链烷烃与甲烷分离
US10081775B2 (en) * 2015-02-19 2018-09-25 ProSep, Inc. Methods for hydrocarbon dew point reduction using an organosilica media
US10076742B2 (en) 2015-02-19 2018-09-18 ProSep, Inc. Methods for regeneration of an organosilica media
NL2014700B1 (nl) * 2015-04-23 2017-01-26 Green Vision Holding Bv Werkwijze en inrichting voor het genereren van waterstofgas uit een zwavelhoudend koolwaterstofgas.
EA034705B1 (ru) 2015-05-15 2020-03-10 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Аппарат и система для процессов короткоцикловой адсорбции, связанные с ней
WO2016186725A1 (en) 2015-05-15 2016-11-24 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto comprising mid-bed purge systems
WO2016191259A1 (en) * 2015-05-26 2016-12-01 Dow Global Technologies Llc Method to regenerate adsorbent in a pressure swing adsorption process
CN107847850B (zh) * 2015-09-02 2021-10-22 埃克森美孚上游研究公司 结合的快速循环的变温和变压吸附方法及其相关的装置和系统
US10220345B2 (en) 2015-09-02 2019-03-05 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto
CN107921355A (zh) * 2015-09-02 2018-04-17 埃克森美孚上游研究公司 快速循环变吸附方法相关的装置和系统
US10080992B2 (en) 2015-09-02 2018-09-25 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto
US20170058205A1 (en) * 2015-09-02 2017-03-02 Spintek Filtration, Inc. Non-Oxidized Desulfurization Process and Method of Using the Same
US10105637B2 (en) * 2015-09-25 2018-10-23 Praxair Technology, Inc. Adsorbent regeneration method
WO2017053061A1 (en) 2015-09-25 2017-03-30 Exxonmobil Research And Engineering Company Swing adsorber and process cycle for fluid separations
US10029205B2 (en) 2015-09-25 2018-07-24 Exxonmobil Research And Engineering Company Two stage adsorbent and process cycle for fluid separations
CA2996008C (en) 2015-09-25 2019-09-17 Exxonmobil Research And Engineering Company Cyclic thermal swing adsorption with direct heat transfer using a heat transfer fluid
US9782717B2 (en) 2015-10-20 2017-10-10 Caterpillar Inc. Hydrocarbon separation system
EP3368190A1 (en) 2015-10-27 2018-09-05 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto having actively-controlled feed poppet valves and passively controlled product valves
EA201891029A1 (ru) 2015-10-27 2018-10-31 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Устройство и система для процессов короткоцикловой адсорбции, имеющие множество клапанов
AU2016344415B2 (en) 2015-10-27 2019-08-22 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto having a plurality of valves
EP3377194A1 (en) 2015-11-16 2018-09-26 Exxonmobil Upstream Research Company Adsorbent materials and methods of adsorbing carbon dioxide
US10495623B2 (en) * 2015-11-16 2019-12-03 Serveron Corporation System and method for analyzing dissolved gas in electrical insulating fluid
JP6468995B2 (ja) * 2015-12-10 2019-02-13 Ｊｆｅスチール株式会社 圧力スイング吸着法によるガス分離方法及び設備
FR3046086B1 (fr) * 2015-12-24 2018-01-05 Waga Energy Procede de production de biomethane par epuration de biogaz issu d'installations de stockage de dechets non-dangereux (isdnd) et installation pour la mise en œuvre du procede
SG11201807055PA (en) 2016-03-18 2018-09-27 Exxonmobil Upstream Res Co Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto
US10960344B2 (en) * 2016-03-28 2021-03-30 Sekisui Chemical Co., Ltd. Method and apparatus for separating gas by pressure swing adsorption
WO2017165977A1 (en) 2016-03-31 2017-10-05 Inventys Thermal Technologies Inc. Adsorptive gas separation employing steam for regeneration
US11131609B2 (en) 2016-04-26 2021-09-28 Massachusetts Institute Of Technology System and method for preservation, transport, and analysis of water samples
AU2017274289B2 (en) 2016-05-31 2020-02-27 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes
RU2702545C1 (ru) 2016-05-31 2019-10-08 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Устройство и система для осуществления процессов циклической адсорбции
WO2017213667A1 (en) 2016-06-10 2017-12-14 Exxonmobil Research And Engineering Company Organosilica materials, methods of making, and uses thereof
US10434458B2 (en) 2016-08-31 2019-10-08 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto
KR102215684B1 (ko) 2016-09-01 2021-02-19 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 3a 제올라이트 구조체를 사용하는 물의 제거를 위한 스윙 흡착 방법
US10328382B2 (en) 2016-09-29 2019-06-25 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for testing swing adsorption processes
WO2018085076A1 (en) * 2016-11-04 2018-05-11 Dow Global Technologies Llc Psa produced hydrocarbon gas supply for power generation
US10179839B2 (en) 2016-11-18 2019-01-15 Exxonmobil Research And Engineering Company Sulfur terminated organosilica materials and uses thereof
CN108114573B (zh) * 2016-11-29 2021-03-05 中国石油化工股份有限公司 一种储罐区罐顶气的收集净化回收系统及方法
AU2017379685B2 (en) 2016-12-21 2020-03-12 Exxonmobil Upstream Research Company Self-supporting structures having foam-geometry structure and active materials
JP7021227B2 (ja) 2016-12-21 2022-02-16 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 活性材料を有する自己支持構造
US10315184B2 (en) 2017-04-17 2019-06-11 L'air Liquide Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Adsorbent-loaded beads for high temperature adsorption processes
CA3052063A1 (en) * 2017-01-31 2018-08-09 Calgon Carbon Corporation Sorbent devices
US10525400B2 (en) 2017-04-17 2020-01-07 L'air Liquide Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Sorbent-loaded beads for high temperature adsorption processes
US10525399B2 (en) 2017-04-17 2020-01-07 L'air Liquide Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Sorbent-loaded fibers for high temperature adsorption processes
CN108801860B (zh) * 2017-05-02 2021-01-01 中国石油化工股份有限公司 一种测定二氧化碳在原油中的扩散系数的方法
US10765995B2 (en) * 2017-06-08 2020-09-08 Saudi Arabian Oil Company Helium recovery from gaseous streams
US11325075B2 (en) * 2017-07-10 2022-05-10 Singapore University Of Technology And Design Carbon capture membrane
EP3449996A1 (en) * 2017-08-28 2019-03-06 Casale Sa A temperature-swing adsorption process
EP3449997A1 (en) * 2017-08-28 2019-03-06 Casale Sa A temperature-swing adsorption process
GB2566716A (en) * 2017-09-22 2019-03-27 Fjell Biodry As Gas capture system
WO2019071067A2 (en) * 2017-10-05 2019-04-11 Numat Technologies, Inc. IN SITU PURIFICATION OF ELECTRONIC GAS
US10646817B2 (en) 2017-11-09 2020-05-12 Apache Corporation Porous materials for natural gas liquids separations
US10441915B2 (en) 2017-11-09 2019-10-15 Apache Corporation Natural gas liquids recovery from pressure swing adsorption and vacuum swing adsorption
CN109929636B (zh) * 2017-12-19 2021-08-17 国家电投集团远达环保工程有限公司重庆科技分公司 沼气脱硫方法及装置
WO2019125656A1 (en) 2017-12-21 2019-06-27 Exxonmobil Research And Engineering Company Methods of producing organosilica materials and uses thereof
US11331620B2 (en) 2018-01-24 2022-05-17 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes
PL3752283T3 (pl) * 2018-02-15 2022-08-29 Praxair Technology, Inc. Lepsze adsorbenty kompozytowe rdzenie w powłokach do układów vsa/vpsa/psa
EP3758828A1 (en) 2018-02-28 2021-01-06 ExxonMobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes
RU2756180C1 (ru) * 2018-03-29 2021-09-28 Праксайр Текнолоджи, Инк. Избирательный по скорости/кинетически избирательный цикл процесса адсорбции на множестве слоев
US11260337B2 (en) 2018-03-29 2022-03-01 Uop Llc Process for the removal of carbon dioxide and heavy hydrocarbons
US10821394B2 (en) * 2018-06-20 2020-11-03 Uop Llc Temperature swing adsorption process for heavy hydrocarbon removal
CN112384571A (zh) * 2018-06-22 2021-02-19 三菱化学株式会社 含有沸石的聚酰亚胺树脂复合材、含有沸石的聚酰亚胺树脂前驱体组合物、膜和电子装置
US11034903B2 (en) * 2018-06-27 2021-06-15 Uop Llc Adsorption process for treating natural gas
US10760006B2 (en) * 2018-07-02 2020-09-01 Dow Global Technologies Llc Methods and systems to separate hydrocarbon mixtures such as natural gas into light and heavy components
US10760010B2 (en) * 2018-07-02 2020-09-01 Dow Global Technologies Llc Methods and systems to separate hydrocarbon mixtures such as natural gas into light and heavy components
US11065575B2 (en) 2018-07-05 2021-07-20 Molecule Works Inc. Membrane device for water and energy exchange
CN110898607B (zh) * 2018-09-18 2021-07-23 中国石化工程建设有限公司 一种活性焦吸附塔及活性焦吸附净化烟气的方法
WO2020105242A1 (ja) * 2018-11-19 2020-05-28 住友精化株式会社 ガス分離装置及びガス分離方法
WO2020131496A1 (en) 2018-12-21 2020-06-25 Exxonmobil Upstream Research Company Flow modulation systems, apparatus, and methods for cyclical swing adsorption
IT201800020689A1 (it) * 2018-12-21 2020-06-21 Piovan Spa Dispositivo di purificazione di un fluido di processo e impianto di deumidificazione includente tale dispositivo
CN111375288B (zh) * 2018-12-27 2022-04-05 中国石油化工股份有限公司 存储器、变压吸附装置的优化方法、装置及设备
CN109486543A (zh) * 2018-12-27 2019-03-19 王治军 一种天然气的过滤机构
GB201901445D0 (en) * 2019-02-01 2019-03-27 Provost Fellows Found Scholars And The Other Members Of Board Of The College Of The Holy And Undivid Improvements relating to carbon dioxide capture
US20220212161A1 (en) * 2019-04-19 2022-07-07 Basf Corporation Adsorbent material for reducing hydrocarbon bleed emission in an evaporative emission control system
CN109876773B (zh) * 2019-04-23 2020-06-26 燕山大学 膨胀石墨吸附挥发性有机物及其废弃物资源化处置方法
US11376545B2 (en) 2019-04-30 2022-07-05 Exxonmobil Upstream Research Company Rapid cycle adsorbent bed
US20220193598A1 (en) * 2019-06-21 2022-06-23 Climeworks Ag Adsorber structure for gas separation processes
BR112022000486A2 (pt) * 2019-07-12 2022-03-08 Air Liquide Advanced Tech Us Llc Método para fabricar leito adsorvente compósito de alta compactação, adsorvedor incluindo o mesmo e separação de gás baseada em adsorção com o uso do adsorvedor
JP2022544141A (ja) 2019-08-08 2022-10-17 カルゴン カーボン コーポレーション 空気取り入れ用の吸着デバイス
US11458437B2 (en) 2019-09-05 2022-10-04 Molecule Works Inc. Universal planar membrane device for mass transfer
WO2021071755A1 (en) 2019-10-07 2021-04-15 Exxonmobil Upstream Research Company Adsorption processes and systems utilizing step lift control of hydraulically actuated poppet valves
US11433346B2 (en) 2019-10-16 2022-09-06 Exxonmobil Upstream Research Company Dehydration processes utilizing cationic zeolite RHO
AU2020380829A1 (en) 2019-11-08 2022-05-26 Molecule Works Inc. Fluid processing in encapsulated porous structures
JP7207284B2 (ja) * 2019-12-16 2023-01-18 Ｊｆｅスチール株式会社 ガス分離回収設備およびガス分離回収方法
GB2596601B (en) * 2020-07-03 2023-07-19 Smiths Detection Watford Ltd Air purification system for an ion mobility spectrometer
CN112121626B (zh) * 2020-09-28 2022-06-14 杭州三祐环境科技有限公司 一种工业废气环保预处理装置
US11717784B1 (en) 2020-11-10 2023-08-08 Solid State Separation Holdings, LLC Natural gas adsorptive separation system and method
US20240033708A1 (en) * 2020-12-18 2024-02-01 University Of Puerto Rico Nanoporous pure silica zeolites
EP4035759A1 (de) * 2021-01-29 2022-08-03 Hitachi Zosen Inova AG Verfahren zum entfernen von co2 aus einem methanhaltigen gas
CN113209839B (zh) * 2021-05-11 2022-03-08 天津工业大学 一种具有高耐酸性能的甲烷/氮气分离的混合基质膜及制备方法和应用
US12234421B2 (en) 2021-08-27 2025-02-25 Pilot Intellectual Property, Llc Carbon dioxide recycle stream processing with ethylene glycol dehydrating in an enhanced oil recovery process
EP4384301A1 (en) * 2021-09-09 2024-06-19 Coldstream Energy IP, LLC Portable pressure swing adsorption method and system for low flow rate gas processing
GB2612832A (en) * 2021-11-15 2023-05-17 Provost Fellows Found Scholars & Other Members Board College Holy & Und Modular radial adsorber bed for direct air capture
TWI821801B (zh) * 2021-11-24 2023-11-11 王賢明 茶葉萃取裝置
US20230183589A1 (en) * 2021-12-10 2023-06-15 ExxonMobil Technology and Engineering Company Nitrogen purification from hydrocarbon containing gas using zeolite itq-55
US11918952B2 (en) 2022-05-18 2024-03-05 ExxonMobil Technology and Engineering Company Cyclical CO2 capture with integrated heat pump
KR20240051740A (ko) 2022-10-13 2024-04-22 주식회사 엘지화학 분해로 연료의 제조 방법
KR102526672B1 (ko) * 2022-12-27 2023-05-02 아크로랩스 주식회사 수소 품질을 안정적으로 유지할 수 있는 수전해 시스템의 운전 방법
WO2025031905A1 (en) 2023-08-07 2025-02-13 Climeworks Ag Modular adsorber structure for gas separation processes

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5171333A (en) * 1990-01-09 1992-12-15 Uop Methane purification by pressure swing adsorption
WO2009105251A1 (en) * 2008-02-21 2009-08-27 Exxonmobil Research And Engineering Company Separation of methane from higher carbon number hydrocarbons utilizing zeolitic imidazolate framework materials
US7938886B2 (en) * 2007-05-18 2011-05-10 Exxonmobil Research And Engineering Company Process for removing a target gas from a mixture of gases by thermal swing adsorption

Family Cites Families (113)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2989383A (en) 1958-02-14 1961-06-20 Fluor Corp Solid adsorber
US3594983A (en) 1969-06-17 1971-07-27 Process Services Inc Gas-treating process and system
US4094652A (en) 1975-10-23 1978-06-13 W. R. Grace & Co. Electrodesorption system for regenerating a dielectric adsorbent bed
DK148195C (da) 1977-01-10 1986-04-01 Erling Lauritz Anderberg Gasaffugtningsapparat
FR2455916A1 (fr) * 1979-05-08 1980-12-05 Inst Francais Du Petrole Procede d'elimination de composes gazeux contenus dans des gaz par extraction au moyen d'un solvant immobilise
US4312641A (en) 1979-05-25 1982-01-26 Pall Corporation Heat-reactivatable adsorbent gas fractionator and process
US4329158A (en) 1980-06-13 1982-05-11 Air Products And Chemicals, Inc. Air fractionation by pressure swing adsorption
IT1132170B (it) * 1980-07-04 1986-06-25 Snam Progetti Processo di separazione selettiva di idrogeno solforato da miscele gassose contenenti anche anidride carbonica
US4350501A (en) 1981-03-27 1982-09-21 Shell Oil Company Absorption process
DE3132758A1 (de) 1981-08-19 1983-03-03 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Absorptionsverfahren
US4433707A (en) 1981-09-25 1984-02-28 Chevron Research Company Method and apparatus for level loading of vessels using catalyst oriented packing
US4424837A (en) 1981-10-07 1984-01-10 Chevron Research Company Mounting device for particulate matter loader
US4405343A (en) 1982-09-01 1983-09-20 Othmer Donald F Methanol dehydration
US4816121A (en) 1983-10-03 1989-03-28 Keefer Bowie Gas phase chemical reactor
US4801308A (en) 1983-10-03 1989-01-31 Keefer Bowie Apparatus and process for pressure swing adsorption separation
US4702903A (en) 1983-10-03 1987-10-27 Keefer Bowie Method and apparatus for gas separation and synthesis
JPS638413Y2 (ru) * 1984-11-08 1988-03-14
ES2013248B3 (es) 1985-11-08 1990-05-01 Ici Plc Material para lecho de embalajes.
GB8527663D0 (en) 1985-11-08 1985-12-11 Ici Plc Catalyst precursors
US4753919A (en) 1987-03-23 1988-06-28 W. R. Grace & Co. Method for optimizing stacking characteristics of corrugated metal foil
US4968329A (en) 1987-10-26 1990-11-06 Keefer Bowie Pressure swing adsorption for concentration of a gas component
US4914218A (en) 1989-02-17 1990-04-03 Ravi Kumar Adsorptive process for separating multicomponent gas mixtures
ATE122256T1 (de) * 1989-03-08 1995-05-15 Rocky Research Vorrichtung und verfahren zur erhaltung von hohen reaktionsleistungen in fest-gas-reaktorsystemen.
US5057296A (en) 1990-12-10 1991-10-15 Mobil Oil Corp. Method for synthesizing mesoporous crystalline material
US5108725A (en) 1990-01-25 1992-04-28 Mobil Oil Corp. Synthesis of mesoporous crystalline material
US5102643A (en) 1990-01-25 1992-04-07 Mobil Oil Corp. Composition of synthetic porous crystalline material, its synthesis
US5074892A (en) 1990-05-30 1991-12-24 Union Carbide Industrial Gases Technology Corporation Air separation pressure swing adsorption process
US5082473A (en) 1990-07-23 1992-01-21 Keefer Bowie Extraction and concentration of a gas component
DE69120388T2 (de) 1990-10-01 1996-10-24 Fmc Corp Druck- und temperaturwechseladsorptionsvorrichtung
US5298054A (en) 1990-10-01 1994-03-29 Fmc Corporation Pressure and temperature swing adsorption system
US5089034A (en) 1990-11-13 1992-02-18 Uop Process for purifying natural gas
US5141725A (en) 1991-03-15 1992-08-25 Air Products And Chemicals, Inc. Process using cyanocobaltate complexes for removing oxygen from a stream
DE4121436A1 (de) * 1991-06-28 1993-01-07 Linde Ag Verfahren zur selektiven h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s-auswaschung
US6136222A (en) 1991-12-11 2000-10-24 Bend Research, Inc. Liquid absorbent solutions for separating nitrogen from natural gas
US5225174A (en) 1991-12-11 1993-07-06 Bend Research, Inc. Nitrogen sorption
US5256172A (en) 1992-04-17 1993-10-26 Keefer Bowie Thermally coupled pressure swing adsorption
US5271762A (en) * 1992-09-29 1993-12-21 Schoofs Gregory R Apparatus and method for air drying with reduced oxygen enrichment
DE69406282T3 (de) 1993-04-23 2002-10-31 Exxon Chemical Ltd., Abingdon Verfahren zur herstellung von molekularsiebschichten
US5338450A (en) * 1993-06-28 1994-08-16 Uop Spiral-wound adsorber module
US5792897A (en) 1994-09-23 1998-08-11 Uop Llc Hydrocardon recovery from corrosive effluent stream
US5556606A (en) 1994-10-07 1996-09-17 Khanmamedov; Tofik K. Method and apparatus for controlling the hydrogen sulfide concentration in the acid gas feedstock of a sulfur recovery unit
GB9422835D0 (en) 1994-11-11 1995-01-04 Secr Defence Pressure and temperature swing absorption
US5557030A (en) * 1995-03-23 1996-09-17 Uop Process for rejecting heavy hydrocarbons from light hydrocarbons gases
US5669962A (en) 1996-03-15 1997-09-23 Uop Rapid thermal swing dryer for compressed gases
US6063161A (en) 1996-04-24 2000-05-16 Sofinoy Societte Financiere D'innovation Inc. Flow regulated pressure swing adsorption system
US5626033A (en) 1996-07-12 1997-05-06 The Boc Group, Inc. Process for the recovery of perfluorinated compounds
JPH10139419A (ja) 1996-11-11 1998-05-26 Yukong Ltd 非結晶性中間細孔モレキュラーシーブの製造方法及びそのモレキュラーシーブ
US5846295A (en) 1997-03-07 1998-12-08 Air Products And Chemicals, Inc. Temperature swing adsorption
JP4287915B2 (ja) * 1997-03-07 2009-07-01 三菱重工業株式会社 ガス中の硫化水素の処理方法及びその装置
US6051050A (en) 1997-12-22 2000-04-18 Questor Industries Inc. Modular pressure swing adsorption with energy recovery
IL124978A (en) * 1998-06-17 2003-01-12 Watertech M A S Ltd Method and apparatus for extracting water from atmospheric air
US6080226A (en) 1998-09-30 2000-06-27 Uop Llc Nitrous oxide purification by pressure swing adsorption
US6475265B1 (en) 1998-10-22 2002-11-05 Praxair Technology, Inc. Pressure swing adsorption method for production of an oxygen-enriched gas
US6293998B1 (en) 1998-12-11 2001-09-25 Uop Llc Apparatus for use in pressure and temperature swing adsorption processes
US6197092B1 (en) 1999-03-22 2001-03-06 Engelhard Corporation Selective removal of nitrogen from natural gas by pressure swing adsorption
JP4252668B2 (ja) 1999-05-11 2009-04-08 大陽日酸株式会社 ガス精製方法
WO2000076628A1 (en) 1999-06-09 2000-12-21 Questair Technologies Inc. Rotary pressure swing adsorption apparatus
CA2274390A1 (en) 1999-06-10 2000-12-10 Questor Industries Inc. Multistage chemical separation method and apparatus using pressure swing adsorption
US6284021B1 (en) 1999-09-02 2001-09-04 The Boc Group, Inc. Composite adsorbent beads for adsorption process
CA2394378A1 (en) 2000-02-22 2001-08-30 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process for producing para-xylene
US6691702B2 (en) 2000-08-03 2004-02-17 Sequal Technologies, Inc. Portable oxygen concentration system and method of using the same
US6651658B1 (en) 2000-08-03 2003-11-25 Sequal Technologies, Inc. Portable oxygen concentration system and method of using the same
FR2822085B1 (fr) 2001-03-16 2003-05-09 Air Liquide Adsorbant a transfert de matiere ameliore pour procede vsa ou psa
US6630012B2 (en) * 2001-04-30 2003-10-07 Battelle Memorial Institute Method for thermal swing adsorption and thermally-enhanced pressure swing adsorption
US6503298B1 (en) * 2001-04-30 2003-01-07 Battelle Memorial Institute Apparatus and methods for hydrogen separation/purification utilizing rapidly cycled thermal swing sorption
US6746515B2 (en) 2001-04-30 2004-06-08 Battelle Memorial Institute Method and apparatus for thermal swing adsorption and thermally-enhanced pressure swing adsorption
JP2002326810A (ja) 2001-05-01 2002-11-12 Nkk Corp 金属ハロゲン化物を用いたアンモニアの分離方法および装置
GB0113370D0 (en) 2001-06-01 2001-07-25 Kvaerner Process Tech Ltd Process
US6596054B2 (en) * 2001-07-23 2003-07-22 Advanced Technology Materials, Inc. Method for carbon monoxide reduction during thermal/wet abatement of organic compounds
WO2003053546A1 (en) 2001-12-20 2003-07-03 Praxair Technology, Inc. Method and apparatus for gas purification
US6610124B1 (en) * 2002-03-12 2003-08-26 Engelhard Corporation Heavy hydrocarbon recovery from pressure swing adsorption unit tail gas
US20030209149A1 (en) * 2002-05-09 2003-11-13 Vitaliy Myasnikov Honeycomb hydrogen storage structure
CN100354024C (zh) 2002-05-31 2007-12-12 普莱克斯技术有限公司 高纯度和超高纯度气体的生产
US7491250B2 (en) 2002-06-25 2009-02-17 Exxonmobil Research And Engineering Company Pressure swing reforming
US6652627B1 (en) 2002-10-30 2003-11-25 Velocys, Inc. Process for separating a fluid component from a fluid mixture using microchannel process technology
GB0227222D0 (en) 2002-11-21 2002-12-24 Air Prod & Chem Apparatus for use in regenerating adsorbent
US20060165574A1 (en) 2002-12-18 2006-07-27 Abdelhamid Sayari Modified adsorbent for dry scrubbing and use thereof
JP2004261670A (ja) * 2003-02-28 2004-09-24 Research Institute Of Innovative Technology For The Earth 排ガス処理方法
WO2005032693A2 (en) * 2003-08-29 2005-04-14 Velocys Inc. Process for separating nitrogen from methane using microchannel process technology
FR2863909B1 (fr) 2003-12-22 2006-05-26 Ceca Sa Methode de purification de flux gazeux pollue par co2 et hydrocarbure(s) et/ou oxyde(s) d'azote par adsorbant zeolitique agglomere
US20080282834A1 (en) 2004-10-05 2008-11-20 Johnson Controls Gmbh Bowden Cable Actuation System
US7231784B2 (en) 2004-10-13 2007-06-19 Praxair Technology, Inc. Method for producing liquefied natural gas
CA2587546C (en) 2004-11-16 2013-07-09 Velocys Inc. Multiphase reaction process using microchannel technology
JP4975970B2 (ja) * 2005-01-21 2012-07-11 日本エクスラン工業株式会社 収着式熱交換モジュールおよびその製法
US20060191410A1 (en) * 2005-02-28 2006-08-31 Dolan William B NGL trap-method for recovery of heavy hydrocarbon from natural gas
WO2006094190A2 (en) 2005-03-02 2006-09-08 Velocys Inc. Separation process using microchannel technology
DE102005019596A1 (de) 2005-04-27 2006-11-02 Süd-Chemie AG Katalysatorträger
WO2006127889A2 (en) 2005-05-25 2006-11-30 Velocys Inc. Support for use in microchannel processing
WO2007021531A1 (en) 2005-08-09 2007-02-22 Exxonmobil Research And Engineering Company Absorbent composition containing molecules with a hindered amine and a metal sulfonate, phosphonate or carboxylate structure for acid gas scrubbing process
US20070085227A1 (en) 2005-10-13 2007-04-19 Tonkovich Anna L Multi-phase contacting process using microchannel technology
DE102006008786B4 (de) 2006-02-24 2008-01-17 Fraunhofer-Gesellschaft zur Förderung der angewandten Forschung e.V. Adsorptions-Wärmepumpe, Adsorptions-Kältemaschine und darin enthaltene Adsorberelemente auf Basis eines offenporigen wärmeleitenden Festkörpers
US20070246106A1 (en) 2006-04-25 2007-10-25 Velocys Inc. Flow Distribution Channels To Control Flow in Process Channels
ITMI20061231A1 (it) 2006-06-26 2007-12-27 Eni Spa Proxcesso e materiali zeolitici per la separazione di gas
US20080028286A1 (en) 2006-07-27 2008-01-31 Chick Walter F Generation of hyperlinks to collaborative knowledge bases from terms in text
US8530375B2 (en) 2006-08-18 2013-09-10 U.S. Department Of Energy Regenerable solid imine sorbents
US8529662B2 (en) 2007-05-18 2013-09-10 Exxonmobil Research And Engineering Company Removal of heavy hydrocarbons from gas mixtures containing heavy hydrocarbons and methane
JP5544288B2 (ja) 2007-05-18 2014-07-09 エクソンモービル リサーチ アンド エンジニアリング カンパニー 平行チャネル接触器を用いる、排煙からのｃｏ２の温度スイング吸着
US8444750B2 (en) 2007-05-18 2013-05-21 Exxonmobil Research And Engineering Company Removal of CO2, N2, or H2S from gas mixtures by swing adsorption with low mesoporosity adsorbent contactors
US8545602B2 (en) 2007-05-18 2013-10-01 Exxonmobil Research And Engineering Company Removal of CO2, N2, and H2S from gas mixtures containing same
US7959720B2 (en) 2007-05-18 2011-06-14 Exxonmobil Research And Engineering Company Low mesopore adsorbent contactors for use in swing adsorption processes
US8529663B2 (en) * 2007-05-18 2013-09-10 Exxonmobil Research And Engineering Company Process for removing a target gas from a mixture of gases by swing adsorption
US8377173B2 (en) 2007-11-08 2013-02-19 The University Of Akron Amine absorber for carbon dioxide capture and processes for making and using the same
US7803215B2 (en) 2007-12-12 2010-09-28 Uop Llc Adsorber for pretreatment of natural gas containing bulk hydrogen sulfide
US8192709B2 (en) * 2008-02-21 2012-06-05 Exxonmobil Research And Engineering Company Separation of methane from higher carbon number hydrocarbons utilizing zeolitic imidazolate framework materials
US8142746B2 (en) * 2008-02-21 2012-03-27 Exxonmobil Research And Engineering Company Separation of carbon dioxide from methane utilizing zeolitic imidazolate framework materials
US8591627B2 (en) 2009-04-07 2013-11-26 Innosepra Llc Carbon dioxide recovery
US8293105B2 (en) 2008-05-29 2012-10-23 Perry Equipment Corporation Contaminant adsorption filtration media, elements, systems and methods employing wire or other lattice support
IT1392165B1 (it) 2008-12-01 2012-02-22 Eni Spa Processo per la separazione di gas
CN101475430B (zh) 2009-01-22 2012-04-25 四川天一科技股份有限公司 从富乙烯混合气中提纯乙烯的方法
CA2753610C (en) * 2009-02-27 2016-07-26 Andre Boulet Parallel passage fluid contactor structure
US8221712B2 (en) * 2009-05-12 2012-07-17 Basf Se Absorption medium for the selective removal of hydrogen sulfide from fluid streams
US8202350B2 (en) 2009-06-25 2012-06-19 Sri International Method and apparatus for gas removal
US8673059B2 (en) 2011-03-01 2014-03-18 Exxonmobil Research And Engineering Company Rapid temperature swing adsorption contactors for gas separation

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5171333A (en) * 1990-01-09 1992-12-15 Uop Methane purification by pressure swing adsorption
US7938886B2 (en) * 2007-05-18 2011-05-10 Exxonmobil Research And Engineering Company Process for removing a target gas from a mixture of gases by thermal swing adsorption
WO2009105251A1 (en) * 2008-02-21 2009-08-27 Exxonmobil Research And Engineering Company Separation of methane from higher carbon number hydrocarbons utilizing zeolitic imidazolate framework materials

Also Published As

Publication number Publication date
EA025720B1 (ru) 2017-01-30
SG192604A1 (en) 2013-09-30
EP2680944A1 (en) 2014-01-08
WO2012118744A1 (en) 2012-09-07
JP2014512259A (ja) 2014-05-22
SG192603A1 (en) 2013-09-30
US8852322B2 (en) 2014-10-07
WO2012118748A1 (en) 2012-09-07
CA2826928A1 (en) 2012-09-07
WO2012118737A2 (en) 2012-09-07
JP2014509556A (ja) 2014-04-21
BR112013020418A2 (pt) 2016-10-18
WO2012118747A1 (en) 2012-09-07
WO2012118737A3 (en) 2012-11-22
WO2012118736A3 (en) 2012-11-22
AU2012223554A1 (en) 2013-09-19
JP2014509557A (ja) 2014-04-21
EA201391193A1 (ru) 2014-02-28
US20120312163A1 (en) 2012-12-13
WO2012118742A1 (en) 2012-09-07
US20120308456A1 (en) 2012-12-06
JP2014509555A (ja) 2014-04-21
CA2826987A1 (en) 2012-09-07
US20120222554A1 (en) 2012-09-06
EA201391188A1 (ru) 2014-02-28
BR112013021060A2 (pt) 2019-09-24
AU2012223560B2 (en) 2016-04-14
BR112013020763A2 (pt) 2016-10-18
US20120222555A1 (en) 2012-09-06
AU2012223563B2 (en) 2016-03-03
EA201391192A1 (ru) 2014-02-28
AU2012223553B2 (en) 2015-11-26
CA2826908A1 (en) 2012-09-07
US9005561B2 (en) 2015-04-14
US20120222552A1 (en) 2012-09-06
SG192654A1 (en) 2013-09-30
EP2680940A2 (en) 2014-01-08
AU2012223553A1 (en) 2013-09-19
EP2680944B1 (en) 2016-07-06
BR112013021166A2 (pt) 2018-06-26
AU2012223563A1 (en) 2013-09-19
US20120222551A1 (en) 2012-09-06
CA2826989A1 (en) 2012-09-07
CA2826900A1 (en) 2012-09-07
EA201391191A1 (ru) 2014-02-28
EA201391194A1 (ru) 2014-03-31
SG192605A1 (en) 2013-09-30
EA201391190A1 (ru) 2014-02-28
SG192653A1 (en) 2013-09-30
EA025315B8 (ru) 2017-04-28
WO2012118736A2 (en) 2012-09-07
AU2012223558A1 (en) 2013-09-19
AU2012223560A1 (en) 2014-09-11
AU2012223554B2 (en) 2016-02-18
AU2012223564B2 (en) 2016-03-03
JP2014514136A (ja) 2014-06-19
EP2680951A1 (en) 2014-01-08
BR112013020416A2 (pt) 2016-10-18
CA2826900C (en) 2017-05-02
SG192651A1 (en) 2013-09-30
US8673059B2 (en) 2014-03-18
AU2012223552A1 (en) 2013-09-19
EA025315B1 (ru) 2016-12-30
JP2014509554A (ja) 2014-04-21
BR112013021234A2 (pt) 2019-09-24
US8784534B2 (en) 2014-07-22
BR112013021519A2 (pt) 2019-09-24
JP2014508040A (ja) 2014-04-03
AU2012223564A1 (en) 2013-09-19
EP2680945A1 (en) 2014-01-08
US20120222553A1 (en) 2012-09-06
EP2680941A1 (en) 2014-01-08
US8858683B2 (en) 2014-10-14
EP2681705A2 (en) 2014-01-08
WO2012118738A1 (en) 2012-09-07
EP2680943A1 (en) 2014-01-08
SG192602A1 (en) 2013-09-30
US8784535B2 (en) 2014-07-22
US8784533B2 (en) 2014-07-22
AU2012223552B2 (en) 2016-02-18
AU2012223558B2 (en) 2016-03-03
CA2828457A1 (en) 2012-09-07
CA2826907A1 (en) 2012-09-07
EA201391189A1 (ru) 2014-02-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA024198B1 (ru) Способ короткоцикловой адсорбции при переменном давлении и температуре для отделения тяжелых углеводородов от потоков природного газа
EP2809752B1 (en) Heavy hydrocarbon removal process
US10124286B2 (en) Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto
EP2880134B1 (en) Heavy hydrocarbon removal from a natural gas stream
US20060191410A1 (en) NGL trap-method for recovery of heavy hydrocarbon from natural gas
RU2014153653A (ru) Способ комплексного извлечения ценных примесей из природного гелийсодержащего углеводородного газа с повышенным содержанием азота
US10441915B2 (en) Natural gas liquids recovery from pressure swing adsorption and vacuum swing adsorption
RU2613914C1 (ru) Способ переработки природного углеводородного газа
CN107847851B (zh) 使用脱甲烷塔顶部流作为清扫气体的变化吸附方法和系统
EA034078B1 (ru) Устройство и система для осуществления способов короткоцикловой адсорбции
CN107921356B (zh) 变吸附方法相关的装置和系统
WO2018118422A1 (en) Natural gas liquids recovery process
Kazemi et al. Gas Sweetening Process by Using Adsorbents

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 RU