RU2691341C1 - Method of purifying natural gas from impurities - Google Patents
Method of purifying natural gas from impurities Download PDFInfo
- Publication number
- RU2691341C1 RU2691341C1 RU2018147171A RU2018147171A RU2691341C1 RU 2691341 C1 RU2691341 C1 RU 2691341C1 RU 2018147171 A RU2018147171 A RU 2018147171A RU 2018147171 A RU2018147171 A RU 2018147171A RU 2691341 C1 RU2691341 C1 RU 2691341C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- natural gas
- methanol
- gas
- regenerator
- water
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 190
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 91
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 42
- 239000012535 impurity Substances 0.000 title claims abstract description 20
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 159
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 82
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims abstract description 80
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 72
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 68
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims abstract description 48
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims abstract description 38
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims abstract description 38
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 36
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 36
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 claims abstract description 30
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 30
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims abstract description 29
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims abstract description 29
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims abstract description 25
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 25
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims abstract description 23
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims abstract description 19
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 34
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims description 16
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims description 9
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 9
- 206010011878 Deafness Diseases 0.000 claims description 8
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 6
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 claims description 4
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 3
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 3
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims description 2
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 17
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 14
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 13
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 10
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 8
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 7
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000000741 silica gel Substances 0.000 description 7
- 229910002027 silica gel Inorganic materials 0.000 description 7
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 6
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 6
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 5
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 5
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 4
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 4
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 239000002594 sorbent Substances 0.000 description 4
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002274 desiccant Substances 0.000 description 3
- MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 1,2-Divinylbenzene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1C=C MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- -1 C 6 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 2
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 2
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 2
- 229930195735 unsaturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 101150076749 C10L gene Proteins 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000790917 Dioxys <bee> Species 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000000274 adsorptive effect Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 150000003973 alkyl amines Chemical class 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001722 carbon compounds Chemical class 0.000 description 1
- QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N carbon disulfide-14c Chemical compound S=[14C]=S QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 230000002262 irrigation Effects 0.000 description 1
- 238000003973 irrigation Methods 0.000 description 1
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000000155 melt Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 1
Images
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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
Abstract
Description
Способ очистки природного газа от примесей относится к газопереработке и может быть использован на предприятиях газовой промышленности, в частности при подготовке газа к сжижению.The method of purification of natural gas from impurities relates to gas processing and can be used at the enterprises of the gas industry, in particular in the preparation of gas for liquefaction.
Природный газ, состоящий, в основном, из метана, содержит в себе ряд примесей, в частности: воду, азот, сероводород, диоксид углерода, гелий, меркаптаны, легкие углеводороды (этан, пропан, бутан), а также метанол - часть которых ухудшает в той или иной мере качество топливного газа, а другая представляет собой ценные компоненты сырья газохимической промышленности (производство метанола, элементарной серы, сульфидов, непредельных углеводородов и т.д.). При этом любые примеси снижают теплотворную способность природного газа как топлива, поэтому природный газ перед его переработкой с отделением от метана более тяжелых углеводородов С2 и выше необходимо очищать от сероводорода, диоксида углерода и метанола, а также глубоко осушать, так как выделение этана обеспечивается криогенными методами. Особенно важным становится извлечение выше перечисленных примесей при производстве сжиженного природного газа для экспортной транспортировки.Natural gas, consisting mainly of methane, contains a number of impurities, in particular: water, nitrogen, hydrogen sulfide, carbon dioxide, helium, mercaptans, light hydrocarbons (ethane, propane, butane), and methanol - some of which worsen In one way or another, the quality of fuel gas is different, and the other is a valuable component of the raw material of the gas chemical industry (production of methanol, elemental sulfur, sulfides, unsaturated hydrocarbons, etc.). Thus any impurities reduce the calorific value of natural gas as fuel, so the natural gas prior to processing with separation from methane heavier hydrocarbons C 2 and higher must be cleaned from hydrogen sulfide, carbon dioxide and methanol, as well as deep drain since selection ethane ensured cryogenic by methods. It is especially important to extract the above listed impurities in the production of liquefied natural gas for export transportation.
Известен способ очистки природного газа от серы и сероводорода, включающий его контактирование с поглотителем и последующей регенерацией отработанного поглотителя продувкой кислородом воздуха, при этом в качестве поглотителя используют расплав черновой меди при температуре 1225-1350°C и времени контактирования 2-2,5 мин. (патент RU 2521058, МПК B01D 53/14, заявлен 01.09.2013, опубликован 27.06.2014). Основным недостатком способа является его крайне высокая энергоемкость, кроме того, при температуре 1225-1350°C все ценные углеводороды, содержащиеся в природном газе, начиная с этана, подвергаются пиролизу с образованием непредельных углеводородов, которые при указанном времени контактирования 2-2,5 мин. практически нацело полимеризуются в пиролизную смолу, загрязняющую последующую аппаратуру и отлагающуюся в трубопроводах.A known method of purification of natural gas from sulfur and hydrogen sulfide, including its contact with the absorber and subsequent regeneration of the spent absorber by blowing air with oxygen, while the melt of blister copper at a temperature of 1225-1350 ° C and a contact time of 2-2.5 minutes is used as an absorber. (patent RU 2521058, IPC
Известен способ очистки газовой смеси, в частности, природного газа, содержащей кислые газы, включающий стадию контактирования указанной газовой смеси с абсорбирующим раствором, содержащим алканоламин, тиоалканол С2-С4 и воду (патент RU 2397011, МПК B01D 53/14, заявлен 16.01.2007, опубликован 27.02.2010). Основным недостатком способа является насыщение очищаемого газа влагой при контакте его с абсорбентом, что делает невозможным дальнейшее криогенное выделение этана из потока природного газа. A known method of cleaning a gas mixture, in particular, natural gas containing acid gases, includes the stage of contacting the specified gas mixture with an absorbing solution containing alkanolamine, C 2 -C 4 thioalkanol, and water (RU Patent 2397011, IPC
Известны способ и установка очистки природного газа от диоксида углерода и сероводорода в две стадии абсорбции: на первой стадии осуществляется селективная очистка по отношению к диоксиду углерода с выделением кислого газа, в котором содержание диоксида углерода не превышает 30-40%, и очищенного газа с содержанием сероводорода не более 5-7 мг/м3, отправляемого далее на вторую стадию абсорбции с получением очищенного газа с содержанием диоксида углерода не более 50-200 мг/м3 и полным отсутствием сероводорода и кислого газа с содержанием сероводорода не более 200 мг/м3, при этом насыщение алкиламинового абсорбента на каждой стадии абсорбции кислыми компонентами не превышает 0,4 моль/моль, причем природный газ имеет соотношение сероводорода к диоксиду углерода, равное 1,0, но не более 1,5, и концентрацию сероводорода от 3,5 до 8,0 % об. (патент RU 2547021, МПК B01D 53/14, B01D 53/52, B01D 53/62, C10L3/10, заявлен 20.02.2014, опубликован 10.04.2015). Недостатком данного способа является насыщение очищаемого газа влагой при контакте его с абсорбентом, что делает невозможным дальнейшее криогенное выделение этана из потока природного газа, кроме того, при наличии метанола в поступающем природном газе происходят его растворение в абсорбенте совместно с сероводородом и диоксидом углерода и возвращение в регенерируемый абсорбент во время регенерации последнего вместе со сконденсированной водой, что приводит к постепенному увеличению концентрации метанола в регенерированном абсорбенте и к снижению абсорбирующей способности водного раствора амина по отношению к сероводороду и диоксиду углерода.The known method and installation of purification of natural gas from carbon dioxide and hydrogen sulfide in two stages of absorption: the first stage is selective purification with respect to carbon dioxide with the release of acid gas, in which the carbon dioxide content does not exceed 30-40%, and the purified gas with hydrogen sulfide no more than 5-7 mg / m 3 , sent further to the second stage of absorption with obtaining purified gas with a carbon dioxide content of not more than 50-200 mg / m 3 and the complete absence of hydrogen sulfide and acid gas with a sulfur content Density is not more than 200 mg / m 3 , while the saturation of the alkylamine absorbent at each stage of absorption with acidic components does not exceed 0.4 mol / mol, and natural gas has a ratio of hydrogen sulfide to carbon dioxide equal to 1.0, but not more than 1.5 , and the concentration of hydrogen sulfide from 3.5 to 8.0% by volume. (patent RU 2547021, IPC
Известен способ осушки природного газа, включающий взаимодействие влажного природного газа с серной кислотой постоянного состава, при этом часть природного газа направляют на контактирование с серной кислотой, а затем проконтактировавший газ смешивают с оставшейся частью природного газа, концентрацию серной кислоты в ходе процесса контактирования поддерживают на уровне не менее 80 % H2SO4 путем постоянного вывода части кислоты из процесса и постоянного введения свежей кислоты, концентрация которой превышает концентрацию выводимой кислоты, причем выводимую серную кислоту направляют в производства, использующие низкоконцентрированную серную кислоту (патент RU 2297271, МПК B01D 53/26, B01D 53/28, B01D 53/14, заявлен 28.04.2005, опубликован 20.04.2007). Основной недостаток способа - коррозия аппаратуры и трубопроводов при контакте с кислотой, требующая их защиты, что приводит к существенному удорожанию основных фондов, кроме того, осушаемый углеводородный газ загрязняется кислотой.There is a method of drying natural gas, including the interaction of wet natural gas with sulfuric acid of constant composition, while a part of natural gas is directed to contact with sulfuric acid, and then the procontaminated gas is mixed with the remaining part of natural gas, the concentration of sulfuric acid during the contacting process is maintained at not less than 80% of H 2 SO 4 by continuously removing some of the acid from the process and continuously introducing fresh acid, the concentration of which exceeds the concentration of the displayed acid lots, with the output sulfuric acid is sent to the production, using low-concentrated sulfuric acid (patent RU 2297271, IPC
Известен также способ адсорбционной осушки газа, включающий сорбцию влаги гранулированным твердым, пористым сорбентом и последующую его регенерацию, при этом сорбцию осуществляют пористым сорбентом с насыпной плотностью 0,45-0,55 г/см3, выполненным из сополимера стирола и дивинилбензола, поры которого предварительно насыщают до 30-35% их объема полиэфиром (патент RU 2144419, МПК B01D53/28, B01D53/04, заявлен 28.12.1998, опубликован 20.01.2000). Основными недостатками способа являются низкая адсорбционная емкость сорбента по воде, приводящая к увеличению загрузки адсорбента в адсорберы и, соответственно, к увеличению затрат на осушку природного газа, а также невозможность достижения точки росы осушенного газа, необходимой для дальнейшего криогенного выделения этана из потока природного газа.There is also known a method of adsorptive drying of gas, including the sorption of moisture by a granular solid, porous sorbent and its subsequent regeneration, while sorption is carried out by a porous sorbent with a bulk density of 0.45-0.55 g / cm 3 made from a copolymer of styrene and divinylbenzene, whose pores pre-saturated to 30-35% of their volume with polyester (patent RU 2144419, IPC B01D53 / 28, B01D53 / 04; declared 12.28.1998, published January 20, 2000). The main disadvantages of the method are the low adsorption capacity of the sorbent for water, leading to an increase in the adsorbent loading into adsorbers and, accordingly, an increase in the cost of drying natural gas, as well as the inability to reach the dew point of the dried gas required for further cryogenic separation of ethane from the natural gas stream.
Известен способ осушки и очистки природных газов от углеводородов C6 и выше, который включает контактирование природных газов с комбинированным слоем адсорбентов, состоящим из последовательно расположенных по ходу природного газа адсорбента-осушителя на основе оксида алюминия и мелкопористого силикагеля, и последующую регенерацию очищенным газом мелкопористого силикагеля и адсорбента-осушителя, при этом в качестве мелкопористого силикагеля используют модифицированный мелкопористый силикагель, содержащий в своем составе 0,01-0,5 % мас. соединений углерода (патент RU 2447929, МПК B01D53/00, заявлен 01.10.2010, опубликован 20.04.2012). Недостатками способа являются:There is a method of drying and purification of natural gases from C 6 hydrocarbons and above, which includes contacting natural gases with a combined adsorbent layer consisting of adsorbent-desiccant based on aluminum oxide and finely porous silica gel arranged successively along the natural gas and subsequent regeneration of finely porous silica gel and the adsorbent-desiccant, while as a fine-porous silica gel using modified fine-porous silica gel, containing in its composition from 0.01 to 0.5% wt. carbon compounds (patent RU 2447929, IPC B01D53 / 00, declared 10/01/2010, published 04/20/2012). The disadvantages of the method are:
• десорбция тяжелых углеводородов C6 и выше из силикагеля, возвращаемых в очищаемый поток природного газа, при проскоке воды через слой адсорбента-осушителя в слой силикагеля из-за лучшей сорбции воды мелкопористым силикагелем;• desorption of heavy hydrocarbons C 6 and higher from silica gel returned to the purified stream of natural gas when water passes through the layer of adsorbent-desiccant to the layer of silica gel due to better water sorption with finely porous silica gel;
• невозможность обеспечения оксидом алюминия глубины осушки природного газа, необходимой для дальнейшего криогенного выделения этана из потока природного газа;• the impossibility of providing aluminum oxide with the depth of drying of natural gas necessary for the further cryogenic separation of ethane from the natural gas stream;
• отсутствие очистки природного газа от сероводорода и диоксида углерода, так как используемые адсорбенты не являются селективными сорбентами указанных примесей. • lack of purification of natural gas from hydrogen sulfide and carbon dioxide, since the used adsorbents are not selective sorbents of these impurities.
Известен также способ очистки и осушки природного газа, реализуемый в две стадии: первую стадию абсорбционного извлечения из природного газа сероводорода и диоксида углерода водным раствором амина с последующей регенерацией последнего с получением регенерированного абсорбента и кислого газа, часть которого после конденсации в виде кислой воды возвращается в регенератор, и вторую стадию адсорбционной осушки очищенного природного газа с регенерацией адсорбента и выработкой газа регенерации (Осушка природного газа [Электронный ресурс], URL: http://www.tesiaes.ru>/осушка природного газа, 08.08.2014). Недостатками данного способа являются:Also known is a method of purification and drying of natural gas, which is implemented in two stages: the first stage of absorption extraction of hydrogen sulfide and carbon dioxide from natural gas with an aqueous solution of amine, followed by regeneration of the latter to produce a regenerated absorbent and acid gas, which, after condensation as acidic water, returns to the regenerator, and the second stage of the adsorption drying of purified natural gas with the regeneration of the adsorbent and the generation of regeneration gas (Drying of natural gas [Electronic resource ], URL: http://www.tesiaes.ru> / dehydration of natural gas, 08.08.2014). The disadvantages of this method are:
• необходимость увеличения загрузки адсорбента в адсорберы для извлечения из газа дополнительно внесенной влаги из-за насыщения природного газа на первой стадии процесса влагой при его абсорбционной очистке от сероводорода и диоксида углерода водным раствором амина, что приводит к увеличению основных фондов, затрат на адсорбент и эксплуатационных затрат на регенерацию адсорбента;• the need to increase the adsorbent charge in adsorbers for extracting additional introduced moisture from gas due to saturation of natural gas in the first stage of the process with moisture during its absorption purification from hydrogen sulfide and carbon dioxide with an aqueous amine solution, which leads to an increase in fixed assets, costs for the adsorbent and operating costs of regeneration of the adsorbent;
• постепенное увеличение концентрации метанола в регенерированном абсорбенте и снижение абсорбирующей способности водного раствора амина по отношению к сероводороду и диоксиду углерода из-за того, что происходит растворение метанола в абсорбенте совместно с сероводородом и диоксидом углерода при наличии первого в поступающем природном газе с последующим его возвратом во время регенерации абсорбента вместе со сконденсированной кислой водой в регенерируемый абсорбент;• a gradual increase in the concentration of methanol in the regenerated absorbent and a decrease in the absorbing capacity of the aqueous solution of the amine with respect to hydrogen sulfide and carbon dioxide due to the fact that methanol dissolves in the absorbent together with hydrogen sulfide and carbon dioxide in the presence of the first in the incoming natural gas with its subsequent return during the regeneration of the absorbent together with the condensed acidic water in the regenerable absorbent;
• увеличение температуры очищенного природного газа до 50-60°C на первой стадии процесса при абсорбционной очистке природного газа от сероводорода и диоксида углерода, отрицательно влияющее на реализацию второй стадии процесса - адсорбционной осушки газа, поскольку увеличение температуры сорбции приводит к снижению адсорбционной емкости адсорбента и увеличению загрузки адсорбента в адсорберы. • an increase in the temperature of the purified natural gas to 50-60 ° C in the first stage of the process during the absorption purification of natural gas from hydrogen sulfide and carbon dioxide, which adversely affects the implementation of the second stage of the process, adsorption drying of the gas, since an increase in the sorption temperature leads to a decrease in the adsorption capacity of the adsorbent and increase in adsorbent loading into adsorbers.
Известен также способ очистки природного газа от примесей при его подготовке к извлечению криогенным методом сжиженного метана, этана и широкой фракции легких углеводородов, включающий стадию абсорбционного извлечения из природного газа диоксида углерода и метанола водным раствором амина с последующей регенерацией последнего с получением регенерированного абсорбента и кислого газа, часть которого после конденсации в виде кислой воды возвращают в регенератор, и стадию адсорбционной осушки очищенного природного газа с регенерацией адсорбента и выработкой газа регенерации, при этом природный газ после очистки от диоксида углерода и метанола на стадии абсорбционного извлечения смешивают с газами регенерации стадии адсорбционной осушки, охлаждают и подвергают сепарации от сконденсированной воды, возвращаемой в емкость подготовки водного раствора амина, а кислую воду, содержащую метанол после регенерации абсорбента, разделяют в дополнительной ректификационной колонне на метанол и отпаренную воду, возвращаемую в емкость подготовки водного раствора амина на стадии абсорбционного извлечения (патент RU 2602908, МПК B01D 53/04, B01D 53/14, B01D 53/26, C10L 3/10 заявлен 31.07.2015, опубликован 20.11.2016). Основным недостатком как данного способа очистки природного газа, так и других, рассмотренных выше, является осушка природного газа на промыслах в холодное время года перед его транспортировкой по магистральному трубопроводу с температурой точки росы менее минус 40°C для последующей переработки. При поступлении глубоко осушенного очищаемого природного газа в нижнюю часть абсорбера происходит его контакт с абсорбентом - водным раствором амина, абсорбирующим диоксид углерода и метанол, и насыщение парами воды, испаряющейся из водного раствора амина, по мере движения газа вверх через контактные устройства абсорбера. Во время испарения воды из водного раствора амина на контактных устройствах и в кубе абсорбера концентрация амина повышается, что приводит к интенсификации коррозии аппаратуры. При этом продукты коррозии, отлагаясь на контактных устройствах абсорбера, снижают эффективность работы последних и качество абсорбционной очистки природного газа в целом, а отложение этих продуктов на поверхности теплопередачи теплообменных аппаратов приводит к существенному уменьшению коэффициента теплопередачи. Аналогичные недостатки характерны и для регенератора, где концентрация амина в растворе постепенно увеличивается, и лишь в емкости подготовки водного раствора амина концентрированный раствор разбавляется отпаренной водой, поступающей из дополнительной ректификационной колонны. There is also known a method of purifying natural gas from impurities during its preparation for the extraction of liquefied methane, ethane and a wide fraction of light hydrocarbons using a cryogenic method, including a stage of absorption extraction of carbon dioxide and methanol from natural gas with an aqueous solution of an amine, followed by regeneration of the latter with obtaining a regenerated absorbent and acid gas , part of which after condensation in the form of acidic water is returned to the regenerator, and the stage of adsorption drying of purified natural gas with regeneration a the adsorbent and regeneration gas production, while natural gas after purification of carbon dioxide and methanol at the absorption extraction stage is mixed with regeneration gases of the adsorption drying stage, cooled and subjected to separation from condensed water returned to the preparation tank of the aqueous amine solution, and acidic water containing methanol after regeneration of the absorbent is divided into an additional distillation column for methanol and steamed water returned to the tank for preparing an aqueous solution of amine at the stage bsorbtsionnogo extraction (
При создании заявляемого изобретения были поставлены задачи обеспечения стабильности комплексной подготовки природного газа с удалением из него нежелательных примесей и одновременного повышения надежности работы массо- и теплообменного оборудования.When creating the claimed invention, the tasks were set to ensure the stability of the complex preparation of natural gas with the removal of undesirable impurities from it and at the same time increasing the reliability of the mass and heat exchange equipment.
Поставленная задача решается за счет того, что способ очистки природного газа от примесей включает стадию абсорбционного извлечения из природного газа диоксида углерода и метанола водным раствором амина с последующей регенерацией последнего с получением регенерированного абсорбента и кислого газа, часть которого после конденсации в виде кислой воды возвращают в регенератор, и стадию адсорбционной осушки очищенного природного газа с регенерацией адсорбента и выработкой газа регенерации, при этом природный газ после очистки от диоксида углерода и метанола на стадии абсорбционного извлечения смешивают с газами регенерации стадии адсорбционной осушки, охлаждают и подвергают сепарации от сконденсированной воды, возвращаемой в емкость подготовки водного раствора амина, а кислую воду, содержащую метанол после регенерации абсорбента, разделяют в дополнительной ректификационной колонне на метанол и отпаренную воду, возвращаемую в емкость подготовки водного раствора амина на стадии абсорбционного извлечения, причем на стадии абсорбционного извлечения из природного газа диоксида углерода и метанола в абсорбер и регенератор подают воду, отпаренную в дополнительной ректификационной колонне. Дополнительная подача отпаренной воды в абсорбер снижает объем уносимого с очищенным газом амина, увеличивая срок службы адсорбентов удаления влаги на стадии адсорбционной осушки. А дополнительная подача отпаренной воды в регенератор обеспечивает поддержание концентрации амина на уровне, минимизирующем коррозию массо- и теплообменной аппаратуры. The task is solved due to the fact that the method of purification of natural gas from impurities includes a stage of absorption extraction of carbon dioxide and methanol from natural gas with an aqueous solution of amine, followed by regeneration of the latter with obtaining a regenerated absorbent and acid gas, which after condensation in the form of acidic water is returned to regenerator, and the stage of adsorption drying of purified natural gas with the regeneration of the adsorbent and the generation of regeneration gas, while the natural gas after purification from dioxy yes carbon and methanol at the stage of absorption extraction are mixed with regeneration gases of the stage of adsorption drying, cooled and subjected to separation from condensed water returned to the tank for preparing an aqueous solution of amine, and acidic water containing methanol after regeneration of the absorbent is divided into an additional distillation column for methanol and Stripped water returned to the tank for the preparation of an aqueous solution of amine at the stage of absorption extraction, and at the stage of absorption extraction from natural hectares for carbon dioxide and methanol in the absorber and the regenerator serves water, steamed in an additional distillation column. Additional supply of stripped water to the absorber reduces the amount of amine carried with the purified gas, increasing the service life of adsorbents for moisture removal at the stage of adsorption drying. And the additional supply of stripped water to the regenerator ensures that the concentration of amine is maintained at a level that minimizes the corrosion of mass and heat exchange equipment.
Возможна реализация способа, в котором газы регенерации стадии адсорбционной осушки полностью или частично смешивают с природным газом перед стадией абсорбционного извлечения из природного газа диоксида углерода и метанола водным раствором амина с целью дополнительного подогрева очищаемого природного газа в случае ограниченных мощностей теплообменной аппаратуры для обеспечения требуемых условий работы абсорбера без увеличения затрат. Кроме того, смешение влажных газов регенерации и очищаемого природного газа с низкой точкой росы также способствует стабильной работе нижней части абсорбера, исключая локальное перенасыщение водного раствора амина, которое ведет к коррозии аппаратуры и деградации самого амина. It is possible to implement a method in which the regeneration gases of the adsorption drying stage are fully or partially mixed with natural gas before the absorption stage of extracting carbon dioxide and methanol from natural gas with an aqueous solution of amine in order to further heat the purified natural gas in the case of limited power of the heat exchange apparatus to ensure the required working conditions absorber without increasing costs. In addition, the mixing of wet regeneration gases and purified natural gas with a low dew point also contributes to the stable operation of the lower part of the absorber, eliminating local oversaturation of the aqueous amine solution, which leads to equipment corrosion and degradation of the amine itself.
Рекомендуется кислую воду, содержащую метанол после регенерации абсорбента, выводить с глухой тарелки регенератора и разделять на два потока: первый после охлаждения возвращают в верхнюю часть регенератора, а второй подают на разделение в дополнительную ректификационную колонну - или на три потока: первый после охлаждения возвращают в верхнюю часть регенератора, второй подают на разделение в дополнительную ректификационную колонну, а третий направляют в регенератор под глухую тарелку, с которой выводят кислую воду. It is recommended that acidic water containing methanol after regeneration of the absorbent be removed from the deaf plate of the regenerator and divided into two streams: the first after cooling is returned to the upper part of the regenerator, and the second is fed to the separation in an additional distillation column - or into three streams: the first after cooling is returned to the upper part of the regenerator, the second is fed to the separation in an additional distillation column, and the third is sent to the regenerator under a deaf plate, from which acidic water is removed.
При наличии в очищаемом природном газе сернистых соединений, например, сероводорода, меркаптанов, сероуглерода и т.д., содержание которых превышает требования к очищенному природному газу, целесообразно использовать селективный к данным примесям абсорбент для их извлечения из природного газа. Причем сернистые соединения могут также поступать вместе с газами регенерации стадии адсорбционной осушки, где улавливаются цеолитами. Извлечение этих примесей в абсорбере позволяет избежать их накопления в системе и выводить их вместе с кислым газом. In the presence of sulfur compounds in the purified natural gas, for example, hydrogen sulfide, mercaptans, carbon disulfide, etc., whose content exceeds the requirements for purified natural gas, it is advisable to use an absorbent selective for these impurities to extract them from natural gas. Moreover, sulfur compounds can also come along with regeneration gases during the stage of adsorption drying, where they are captured by zeolites. Removing these impurities in the absorber allows you to avoid their accumulation in the system and remove them along with the acid gas.
Для случаев залповых выбросов в очищаемом природном газе метанола, концентрация которого превышает нормальный режим работы дополнительной ректификационной колонны и/или при наличии в очищаемом газе сернистых соединений, содержание которых превышает требования к очищенному природному газу, целесообразно на стадии абсорбционного извлечения из природного газа диоксида углерода и метанола отпаренную воду из дополнительной ректификационной колонны подавать в верхнюю часть регенератора, в частности под глухую тарелку регенератора, с которой выводят кислую воду, причем для реализации такого способа отпаренную воду подают при температуре равной температуре вывода кислой воды из регенератора путем байпасирования потока отпаренной воды, минуя теплообменник, в котором кислую воду из регенератора нагревают отпаренной водой из дополнительной ректификационной колонны. Такое перераспределение потоков отпаренной воды позволяет устранить влияние нежелательных примесей на ее качество. For cases of salvo emissions in the purified natural gas of methanol, the concentration of which exceeds the normal mode of operation of the additional distillation column and / or if there are sulfur compounds in the gas being purified, the content of which exceeds the requirements for purified natural gas, it is advisable at the stage of absorption of carbon dioxide from natural gas and methanol, stripped water from the additional distillation column should be fed into the upper part of the regenerator, in particular, under the deaf plate of the regenerator, from Torah removes acidic water, and to implement this method, stripped water is fed at a temperature equal to the temperature of withdrawal of acidic water from the regenerator by bypassing the stream of stripped water, bypassing the heat exchanger, in which acidic water from the regenerator is heated with stripped water from an additional distillation column. Such a redistribution of streams of stripped water eliminates the influence of undesirable impurities on its quality.
Рекомендуется для компенсации потерь на стадии абсорбционного извлечения из природного газа диоксида углерода и метанола в абсорбер дополнительно подавать свежую воду. It is recommended to compensate for the losses at the stage of absorption of carbon dioxide and methanol from natural gas to additionally supply fresh water to the absorber.
Целесообразно на стадии абсорбционного извлечения из природного газа диоксида углерода и метанола свежую и/или отпаренную воду подавать в верхнюю часть абсорбера, что компенсирует испарение воды в очищаемый природный газ, вызванное повышением температуры из-за выделения теплоты абсорбции. It is advisable at the stage of absorption of carbon dioxide and methanol from natural gas to supply fresh and / or steamed water to the upper part of the absorber, which compensates for the evaporation of water into the purified natural gas caused by an increase in temperature due to the release of heat of absorption.
В зависимости от назначения извлекаемого в дополнительной ректификационной колонны метанола его выводят в жидкой фазе в качестве дополнительного продукта и/или в газовой фазе на утилизацию, испаряя в присутствии инертного газа, например, азота, или метансодержащего газа. Depending on the purpose of the extracted methanol in the additional distillation column, it is removed in the liquid phase as an additional product and / or in the gas phase for recycling, evaporating in the presence of an inert gas, for example nitrogen, or methane-containing gas.
На фигурах 1 и 2 представлены принципиальные схемы установок для реализации заявляемого изобретения с использованием следующих обозначений:In figures 1 and 2 presents the schematic diagram of installations for the implementation of the claimed invention using the following notation:
10, 80, 160 - рекуперативный теплообменник;10, 80, 160 - recuperative heat exchanger;
20 - абсорбер;20 - absorber;
30, 140, 230 - емкость-сепаратор;30, 140, 230 - tank-separator;
40 - емкость подготовки водного раствора аминового абсорбента;40 - the capacity of the preparation of an aqueous solution of amine absorbent;
50, 110, 150, 190, 240, 250, 260 - насос;50, 110, 150, 190, 240, 250, 260 - pump;
60 - установка цеолитной осушки;60 - installation of zeolite drying;
70 - экспанзер;70 - expander;
90 - регенератор;90 - regenerator;
100, 180 - кипятильник;100, 180 - boiler;
120, 130, 210, 220 - холодильник;120, 130, 210, 220 - the refrigerator;
170 - дополнительная ректификационная колонна;170 - additional distillation column;
200, 270 - аппарат воздушного охлаждения;200, 270 - air cooler;
1-9, 11-19, 21-29, 31-39, 41-49, 51-59 - трубопроводы.1-9, 11-19, 21-29, 31-39, 41-49, 51-59 - pipelines.
Согласно фигуре 1 установка по заявленному изобретению функционирует следующем образом. Поток очищаемого природного газа подается на установку по трубопроводу 1 и проходит межтрубное пространство рекуперативного теплообменника 10, где нагревается поступающим по трубопроводу 5 в трубное пространство рекуперативного теплообменника 10 потоком. Этот поток формируется из направляемого по трубопроводу 3 очищенного газа из верхней части абсорбера 20 и газов регенерации, подаваемых с установки цеолитной осушки 60 по трубопроводу 4. Кроме того, газы регенерации с установки цеолитной осушки 60 по дополнительному трубопроводу 49 могут быть объединены с потоком очищаемого газа в трубопроводе 2. Подогретый поток очищаемого природного газа по трубопроводу 2 подается в нижнюю часть абсорбера 20, где противотоком движется регенерированный амин, поступающий в верхнюю часть абсорбера 20 по трубопроводу 12. Через верхний штуцер абсорбера 20 поток очищенного газа выходит по трубопроводу 3, объединяясь далее с газами регенерации в трубопроводе 5. Объединенный поток после рекуперативного теплообменника 10 попадает по трубопроводу 6 в емкость-сепаратор 30, с верха которого очищенный от сконденсированных паров воды газ по трубопроводу 7 поступает на установку цеолитной осушки 60. С установки цеолитной осушки 60 по трубопроводу 8 отводится очищенный и осушенный природный газ, подготовленный к дальнейшей переработке.According to FIG. 1, the installation according to the claimed invention functions as follows. The flow of the purified natural gas is supplied to the installation via pipeline 1 and passes through the annular space of the
Из емкости-сепаратора 30 по трубопроводу 9 водный конденсат с незначительными примесями углеводородов поступает в емкость подготовки водного раствора аминового абсорбента 40, куда также, при необходимости, подаются: питательная вода по трубопроводу 24, поток отпаренной воды по трубопроводу 38 после дополнительной ректификационной колонны 170 и регенерированный амин по трубопроводу 23 из регенератора 90. Из емкости подготовки водного раствора аминового абсорбента 40 по трубопроводу 11 регенерированный амин поступает на насос 50 и после сжатия по трубопроводу 12 подается в верхнюю часть абсорбера 20, где из очищаемого природного газа абсорбирует диоксид углерода и метанол, а также в небольшом количестве углеводородные газы.From the
Через нижний штуцер абсорбера 20 по трубопроводу 13 насыщенный извлеченными примесными компонентами раствор амина поступает в экспанзер 70, где происходит отдувка углеводородов. С верха экспанзера 70 по трубопроводу 14 выходят углеводородные газы, а с низа по трубопроводу 15 - поток очищенного от углеводородных газов насыщенного водного раствора амина. Очищенный от углеводородов газов насыщенный водный раствор амина поступает по трубопроводу 15 в трубное пространство рекуперативного теплообменника 80, нагреваясь потоком регенерированного амина из куба регенератора 90, и далее по трубопроводу 16 подается в верхнюю часть регенератора 90.Through the
С глухой тарелки регенератора 90 часть регенерированного амина по трубопроводу 17 поступает на испарение в кипятильник 100 и далее по трубопроводу 18 возвращается в регенератор 90, а другая часть регенерированного амина из куба регенератора 90 по трубопроводу 19 поступает на насос 110, откуда по трубопроводу 21 подается в межтрубное пространство рекуперативного теплообменника 80, отдавая тепло поступающему в трубное пространство по трубопроводу 15 очищенному от углеводородов газов насыщенному раствору амина. Выходящий из рекуперативного теплообменника 80 регенерированный амин проходит по трубопроводу 22 холодильник 120, охлаждаясь водой и/или воздухом, и по трубопроводу 23 поступает в емкость подготовки водного раствора аминового абсорбента 40.From the blank plate of the
Через верхний штуцер регенератора 90 поток кислого газа с парами воды и метанола по трубопроводу 25 поступает в холодильник 130, где при охлаждении водой и/или воздухом происходит конденсация паров воды и метанола. Смесь кислого газа и конденсата воды и метанола по трубопроводу 26 поступает в емкость-сепаратор 140, с верха которого по трубопроводу 27 отводятся кислые газы, а с низа - по трубопроводу 28 водный раствор метанола в виде конденсата. Through the upper fitting of the
Поток конденсата, сжатый насосом 150, по трубопроводу 29 поступает в межтрубное пространство рекуперативного теплообменника 160, нагреваясь теплом выходящей из дополнительной ректификационной колонны 170 по трубопроводу 35 отпаренной воды, частично испаряется и подается по трубопроводу 31 в среднюю часть дополнительной ректификационной колонны 170. Через верхний штуцер дополнительной ректификационной колонны 170 по трубопроводу 39 отводятся пары метанола, а с глухой тарелки куба колонны по трубопроводу 32 - часть отпаренной воды, подаваемой в кипятильник 180 на испарение, откуда возвращается обратно по трубопроводу 33 в нижнюю часть дополнительной ректификационной колонны 170. Другая же часть отпаренной воды из куба дополнительной ректификационной колонны 170 по трубопроводу 34 поступает на насос 190 и после сжатия направляется по трубопроводу 35 в трубное пространство рекуперативного теплообменника 160 для испарения потока конденсата (водного раствора метанола).The condensate stream, compressed by the
После трубного пространства рекуперативного теплообменника 160 поток отпаренной воды последовательно проходит по трубопроводу 36 аппарат воздушного охлаждения 200 и по трубопроводу 37 холодильник 210, охлаждаясь водой и/или воздухом, а затем по трубопроводу 38 поступает в емкость подготовки водного раствора аминового абсорбента 40.After the tubular space of the
Пары метанола по трубопроводу 39 из верхней части дополнительной ректификационной колонны 170 поступают в холодильник 220, откуда после конденсации и охлаждения по трубопроводу 41 направляются в емкость-сепаратор 230. С низа емкости-сепаратора 230 поток метанола отводится по трубопроводу 42, дожимается насосом 240, после чего часть метанола подается по трубопроводу 43 на орошение в дополнительную ректификационную колонну 170, а оставшаяся балансовая часть по трубопроводу 44 выводится с установки в жидкой фазе в качестве дополнительного продукта. С верха емкости-сепаратора 230 поток метанола по трубопроводу 61 отводится в газовой фазе, испаряясь в присутствии инертного или метансодержащего газа, на утилизацию.Methanol vapors through the
По трубопроводу 45 часть воды, отпаренной в дополнительной ректификационной колонне 170, выводится из трубопровода 36 и подается в верхнюю часть регенератора 90. Часть воды, отпаренной в дополнительной ректификационной колонне 170, также выводится из трубопровода 38 по трубопроводу 46, поступает на насос 250 и по трубопроводу 47 подается в верхнюю часть абсорбера 20, куда по трубопроводу 48 подают свежую воду для компенсации потерь.
На фигуре 2 представлен другой возможный вариант реализации установки по заявленному изобретению со следующими изменениями относительно фигуры 1. С глухой тарелки в верхней части регенератора 90 по трубопроводу 51 выводят кислую воду, содержащую метанол после регенерации абсорбента, и подают на насос 260. Сжатый поток кислой воды отводится по трубопроводу 52 и разделяется на три потока: первый поток последовательно охлаждают по трубопроводу 53 в аппарате воздушного охлаждения 270 и возвращают по трубопроводу 56 в верхнюю часть регенератора 90, второй поток по трубопроводу 54 поступает в межтрубное пространство рекуперативного теплообменника 160, нагреваясь за счет тепла выходящей из дополнительной ректификационной колонны 170 по трубопроводу 35 отпаренной воды, частично испаряется и подается по трубопроводу 31 в среднюю часть дополнительной ректификационной колонны 170, а третий поток по трубопроводу 55 объединяется с потоком отпаренной воды из дополнительной ректификационной колонны 170, байпасирующей рекуперативный теплообменник 160 по трубопроводу 58. Причем объединенный поток направляют по трубопроводу 59 в регенератор 90 под глухую тарелку, с которой выводят кислую воду по трубопроводу 51. А через верхний штуцер регенератора 90 по трубопроводу 57 выводят поток кислого газа. The figure 2 presents another possible embodiment of the installation according to the claimed invention with the following changes relative to figure 1. From a blank plate in the upper part of the
Для сравнения эффективности изобретений в одинаковых условиях состава очищаемого природного газа (таблица 1), концентрации амина, нагрузок на кипятильники регенератора и дополнительной ректификационной колонны были выполнены расчеты показателей (таблица 2) согласно схемам прототипа (RU 2602908) и заявляемого способа (фигура 1) с рассмотрением трех возможных для реализации последнего случаев:To compare the effectiveness of the inventions under the same conditions of the composition of the purified natural gas (table 1), amine concentration, loads on regenerator boilers and additional distillation column, the indicators were calculated (table 2) according to the prototype schemes (RU 2602908) and the proposed method (figure 1) Consideration of three possible for the implementation of the latter cases:
• Случай 1 - подача всего объема отпаренной воды в регенератор;• Case 1 - supply of the total volume of the stripped water to the regenerator;
• Случай 2 - подача всего объема отпаренной воды в абсорбер;• Case 2 - supply of the total volume of the stripped water to the absorber;
• Случай 3 - подача равного объема отпаренной воды в регенератор и абсорбер.• Case 3 - supply of an equal volume of steamed water to the regenerator and the absorber.
Согласно расчетам (таблица 2), подача отпаренной воды в регенератор (случай 1) позволяет снизить концентрацию амина в кубе регенератора до значений, минимизирующих коррозию. Подача отпаренной воды в верхнюю часть абсорбера (случай 2) позволяет на порядок сократить потери амина с очищенным газом, например, для завода мощностью 45 млрд. м3/год потери амина уменьшаются с 4950 кг/год до 27 кг/год. Оптимальным же является совместная подача отпаренной воды в абсорбер и регенератор (случай 3): одновременно достигается и снижение концентрации амина в кубе регенератора, и предотвращение уноса амина с очищенным газом.According to the calculations (table 2), the supply of stripped water to the regenerator (case 1) allows reducing the concentration of amine in the cube of the regenerator to minimizing corrosion values. The supply of stripped water to the upper part of the absorber (case 2) allows reducing the amine loss with purified gas by an order of magnitude, for example, for a plant with a capacity of 45 billion m 3 / year, the amine loss decreases from 4950 kg / year to 27 kg / year. The optimum is the joint supply of the stripped water to the absorber and the regenerator (case 3): at the same time, a decrease in the concentration of amine in the cube of the regenerator is achieved, and the prevention of the entrainment of amine with the purified gas.
Использование данного изобретения на практике позволяет стабилизировать комплексную подготовку природного газа с удалением из него нежелательных примесей при переработке как влажного природного газа в теплое время года, так и осушенного природного газа в холодное время года, обеспечивая вариативность функционирования производства как для разных мощностей, так и для разных условий их эксплуатации, с одновременной выработкой в качестве товарного продукта метанола, являющегося, с одной стороны, ценным сырьем газохимии и ингибитором образования кристаллогидратов в природном газе, с другойThe use of this invention in practice makes it possible to stabilize the complex preparation of natural gas with the removal of undesirable impurities from it when processing both wet natural gas in the warm season and dried natural gas in the cold season, ensuring the variability of production functioning for both different capacities and different conditions of their operation, with the simultaneous production of methanol as a commercial product, which is, on the one hand, a valuable raw material for gas chemistry and an inhibitor of azovaniya crystalline natural gas, on the other
Claims (11)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018147171A RU2691341C1 (en) | 2018-12-28 | 2018-12-28 | Method of purifying natural gas from impurities |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018147171A RU2691341C1 (en) | 2018-12-28 | 2018-12-28 | Method of purifying natural gas from impurities |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2691341C1 true RU2691341C1 (en) | 2019-06-11 |
Family
ID=66947481
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018147171A RU2691341C1 (en) | 2018-12-28 | 2018-12-28 | Method of purifying natural gas from impurities |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2691341C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2751635C1 (en) * | 2020-12-17 | 2021-07-15 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method for purifying natural gas from impurities |
| RU2784052C1 (en) * | 2022-05-19 | 2022-11-23 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method for purifying natural gas from impurities of carbon dioxide and methanol |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0260580B1 (en) * | 1986-09-15 | 1994-03-16 | Phillips Petroleum Company | Passivation of metal contaminated cracking catalysts |
| RU2151631C1 (en) * | 1998-12-28 | 2000-06-27 | Дочернее акционерное общество "Центральное конструкторское бюро нефтеаппаратуры" Открытого акционерного общества "Газпром" | Method for performing absorption processes |
| RU2602908C1 (en) * | 2015-07-31 | 2016-11-20 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method of natural gas cleaning from impurities during its preparation for production of liquefied methane, ethane and hydrocarbons wide fraction |
| RU2613914C1 (en) * | 2015-12-11 | 2017-03-22 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method for processing natural hydrocarbon gas |
-
2018
- 2018-12-28 RU RU2018147171A patent/RU2691341C1/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0260580B1 (en) * | 1986-09-15 | 1994-03-16 | Phillips Petroleum Company | Passivation of metal contaminated cracking catalysts |
| RU2151631C1 (en) * | 1998-12-28 | 2000-06-27 | Дочернее акционерное общество "Центральное конструкторское бюро нефтеаппаратуры" Открытого акционерного общества "Газпром" | Method for performing absorption processes |
| RU2602908C1 (en) * | 2015-07-31 | 2016-11-20 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method of natural gas cleaning from impurities during its preparation for production of liquefied methane, ethane and hydrocarbons wide fraction |
| RU2613914C1 (en) * | 2015-12-11 | 2017-03-22 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method for processing natural hydrocarbon gas |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2751635C1 (en) * | 2020-12-17 | 2021-07-15 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method for purifying natural gas from impurities |
| RU2784052C1 (en) * | 2022-05-19 | 2022-11-23 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method for purifying natural gas from impurities of carbon dioxide and methanol |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102179129B (en) | Treatment process for absorbed condensate waste gas | |
| US10155194B2 (en) | Method and apparatus for collecting carbon dioxide from flue gas | |
| RU2597081C2 (en) | Method for complex extraction of valuable admixtures from natural helium-containing hydrocarbon gas with high nitrogen content | |
| US8747520B2 (en) | Carbon dioxide capture from power or process plant gases | |
| CN102985161B (en) | The separation equipment and process thereof of producing gases at high pressure is purged by gas pressurized | |
| RU2408664C2 (en) | Composite method for removing heavy hydrocarbons, amine purification and drying | |
| CN100595263C (en) | Front end combination purification technique for producing liquefied natural gas from mixture gas rich-containing methane | |
| RU2570795C1 (en) | Gas refining and gas chemical complex | |
| RU2613914C1 (en) | Method for processing natural hydrocarbon gas | |
| RU2602908C1 (en) | Method of natural gas cleaning from impurities during its preparation for production of liquefied methane, ethane and hydrocarbons wide fraction | |
| US6461413B1 (en) | Method for dehydrating a wet gas using a liquid dessicant, with advanced regeneration of said dessicant | |
| CN108689381B (en) | Oil gas recovery system and recovery method for oil loading and unloading platform of refinery area | |
| CA2736440A1 (en) | Natural gas dehydration unit with continuously fired reboiler | |
| CN106524666B (en) | Integrated mobile natural gas liquefaction device | |
| RU2536511C2 (en) | Process and plant for water removal from natural gas or industrial gases by physical solvents | |
| RU2717052C1 (en) | Method and installation of natural gas adsorption drying and purification | |
| RU2691341C1 (en) | Method of purifying natural gas from impurities | |
| US9695373B2 (en) | System and method for natural gas dehydration | |
| RU2615092C1 (en) | Processing method of main natural gas with low calorific value | |
| CN110385008B (en) | A desorption system is concentrated to vapor for handling useless active carbon that contains VOCs | |
| RU2751635C1 (en) | Method for purifying natural gas from impurities | |
| RU2607631C1 (en) | Method for production of liquefied hydrocarbon gases | |
| RU2576428C1 (en) | Method for complex processing of natural hydrocarbon gas with high nitrogen content | |
| RU2120587C1 (en) | Plant for cleaning liquefied hydrocarbon gases from methanol | |
| CN220736979U (en) | Carbon dioxide trapping and absorbing device suitable for flue gas discharged by natural gas boiler |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| HE4A | Change of address of a patent owner |
Effective date: 20190711 |