RU2784052C1 - Method for purifying natural gas from impurities of carbon dioxide and methanol - Google Patents
Method for purifying natural gas from impurities of carbon dioxide and methanol Download PDFInfo
- Publication number
- RU2784052C1 RU2784052C1 RU2022113348A RU2022113348A RU2784052C1 RU 2784052 C1 RU2784052 C1 RU 2784052C1 RU 2022113348 A RU2022113348 A RU 2022113348A RU 2022113348 A RU2022113348 A RU 2022113348A RU 2784052 C1 RU2784052 C1 RU 2784052C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- methanol
- amine
- column
- natural gas
- water
- Prior art date
Links
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 152
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 49
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 46
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 title claims abstract description 46
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 46
- 239000012535 impurity Substances 0.000 title claims abstract description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 79
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims abstract description 78
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims abstract description 77
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims abstract description 51
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims abstract description 51
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims abstract description 47
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims abstract description 47
- 238000010992 reflux Methods 0.000 claims abstract description 38
- 230000002378 acidificating Effects 0.000 claims abstract description 36
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 31
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 23
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 20
- 230000002262 irrigation Effects 0.000 claims description 7
- 238000003973 irrigation Methods 0.000 claims description 7
- 230000000737 periodic Effects 0.000 claims description 7
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims description 4
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims description 4
- 230000003197 catalytic Effects 0.000 claims description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 2
- 230000001105 regulatory Effects 0.000 claims description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 abstract description 17
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 13
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 10
- 238000011068 load Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 11
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 10
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 6
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N calcium monoxide Chemical compound [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 5
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 4
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 description 3
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002893 slag Substances 0.000 description 2
- 101710030186 C10L Proteins 0.000 description 1
- 101710004797 C12orf57 Proteins 0.000 description 1
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L Calcium hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 101710017568 MVA035L Proteins 0.000 description 1
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 1
- 229910001413 alkali metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003973 alkyl amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 1
- 230000005712 crystallization Effects 0.000 description 1
- -1 cyclic diamine Chemical group 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium(0) Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained Effects 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N silicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 239000010891 toxic waste Substances 0.000 description 1
- 238000004642 transportation engineering Methods 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Способ очистки природного газа от примесей диоксида углерода и метанола может быть использован на предприятиях газовой промышленности при подготовке природного газа к извлечению криогенным методом метана, этана и широкой фракции легких углеводородов.The method for purifying natural gas from carbon dioxide and methanol impurities can be used at gas industry enterprises when preparing natural gas for cryogenic extraction of methane, ethane and a wide fraction of light hydrocarbons.
Природный газ, состоящий, в основном, из метана, содержит ряд примесей, в частности: воду, азот, сероводород, диоксид углерода, гелий, меркаптаны, легкие углеводороды (этан, пропан, бутан), а также метанол, добавляемый при транспортировке газа для предотвращения образования кристаллогидратов. Большинство указанных примесей ухудшают качество топливного газа, например, снижая его теплотворную способность. Поэтому перед дальнейшей переработкой путем криогенного отделения от метана углеводородов С2 и выше природный газ необходимо очищать от таких примесей, как диоксид углерода и метанол. Если концентрация диоксида углерода в природном газе, поступающем на переработку с определенного месторождения, длительное время близка к постоянной величине, что позволяет стабилизировать работу аппаратов, то содержание метанола колеблется в широком диапазоне концентраций и изменяется сообразно климатическим условиям от максимальной величины зимой до нуля летом, что делает процесс удаления метанола нестационарным.Natural gas, which consists mainly of methane, contains a number of impurities, in particular: water, nitrogen, hydrogen sulfide, carbon dioxide, helium, mercaptans, light hydrocarbons (ethane, propane, butane), as well as methanol added during gas transportation for prevent the formation of crystalline hydrates. Most of these impurities degrade the quality of the fuel gas, for example, reducing its calorific value. Therefore, before further processing by cryogenic separation of C 2 and higher hydrocarbons from methane, natural gas must be purified from impurities such as carbon dioxide and methanol. If the concentration of carbon dioxide in natural gas supplied for processing from a certain field is close to a constant value for a long time, which makes it possible to stabilize the operation of the apparatus, then the methanol content fluctuates over a wide range of concentrations and varies according to climatic conditions from a maximum value in winter to zero in summer, which makes the methanol removal process non-stationary.
Известен способ секвестрации диоксида углерода, заключающийся в удалении диоксида углерода из потока текучей среды, содержащего диоксид углерода, включающий уменьшение количества диоксида углерода в потоке текучей среды путем осуществления контакта потока текучей среды с промывочным материалом, содержащим первый компонент, второй компонент и воду, где первый компонент отличается от второго компонента, причем первый компонент содержит источник оксида кальция и источник ионов щелочных металлов, а второй компонент содержит шлак, в котором имеются один или более химически активных силикатных соединений, и отношение первого компонента ко второму компоненту в промывочном материале составляет от 10:1 до 1:10 (патент на изобретение RU 2440178, МПК B01D 53/62, заявлен 08.03.2007 г., опубликован 20.01.2012 г.). Основными недостатками способа являются:A known method of sequestering carbon dioxide, which consists in removing carbon dioxide from a fluid stream containing carbon dioxide, including reducing the amount of carbon dioxide in the fluid stream by contacting the fluid stream with a flushing material containing the first component, the second component and water, where the first the component differs from the second component, wherein the first component contains a source of calcium oxide and a source of alkali metal ions, and the second component contains a slag in which there are one or more reactive silicate compounds, and the ratio of the first component to the second component in the flushing material is from 10: 1 to 1:10 (patent for invention RU 2440178, IPC B01D 53/62, declared on March 8, 2007, published on January 20, 2012). The main disadvantages of the method are:
использование суспендированного промывочного материала (твердая фаза - оксид кальция, образующийся при взаимодействии с водой оксида кальция гидроксид кальция, силикатный шлак), усложняющее аппаратурное оформление процесса;the use of suspended flushing material (solid phase - calcium oxide, calcium hydroxide, silicate slag formed when interacting with water of calcium oxide), complicating the hardware design of the process;
ограниченность применения только для удаления диоксида углерода без возможности извлечения метанола.limited application only for removal of carbon dioxide without the possibility of extracting methanol.
Известен способ удаления диоксида углерода, заключающийся в удалении одной или нескольких содержащих диоксид углерода фракций, которые содержатся в одном или нескольких местах процесса фракционирования и/или сжижения, такого как, например, процесс сжижения природного газа, при этом содержащую диоксид углерода фракцию (фракции) подвергают очистке (В) и/или сжижению (С) и затем секвестируют (D), причем, по меньшей мере, один частичный поток сжиженной содержащей диоксид углерода фракции (фракций) применяют в качестве охлаждающего средства (D) внутри процесса фракционирования и/или сжижения, а сжиженную содержащую диоксид углерода фракцию (фракции) перед отделением нагнетают до давления, по меньшей мере, 100 бар (патент на изобретение RU 2482407, МПК F25J 3/02, заявлен 05.06.2008 г., опубликован 20.05.2013 г.). Основными недостатками данного способа являются:A method for removing carbon dioxide is known, which consists in removing one or more fractions containing carbon dioxide, which are contained in one or more places of the fractionation and / or liquefaction process, such as, for example, the process of liquefying natural gas, while containing carbon dioxide fraction (s) subjected to purification (B) and/or liquefaction (C) and then sequestered (D), wherein at least one partial stream of liquefied carbon dioxide-containing fraction(s) is used as a coolant (D) within the fractionation process and/or liquefaction, and the liquefied carbon dioxide-containing fraction (fractions) is pumped to a pressure of at least 100 bar before separation (patent for invention RU 2482407, IPC F25J 3/02, declared 06/05/2008, published 05/20/2013) . The main disadvantages of this method are:
высокая энергоемкость процесса ввиду использования криогенных температур и нагнетания давления до 100 бар;high energy intensity of the process due to the use of cryogenic temperatures and pressure build-up up to 100 bar;
ограниченность применения только для удаления диоксида углерода, т.к. при отделении фракции, содержащей диоксид углерода, метанол остается в углеводородной фазе и в результате кристаллизации удерживается в аппаратах, снижая эффективность их работы.limited use only for removing carbon dioxide, tk. when separating the fraction containing carbon dioxide, methanol remains in the hydrocarbon phase and, as a result of crystallization, is retained in the apparatus, reducing their efficiency.
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 на изобретение RU 2602908, МПК B01D 53/04, B01D 53/14, B01D 53/26, C10L 3/10, заявлен 31.07.2015 г., опубликован 20.11.2016 г.). Основными недостатками способа являются:There is also known a method of purification of natural gas from impurities in its preparation for the extraction of liquefied methane, ethane and a wide fraction of light hydrocarbons by cryogenic method, including the 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 to obtain 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 the regeneration of the adsorbent and the production of regeneration gas, while natural gas after purification from carbon dioxide and methanol at the stage of absorption extraction is mixed with regeneration gases of the stage of adsorption drying , cooled and subjected to separation from the condensed water returned to the tank for preparing an aqueous amine solution, and the acidic water containing methanol after the regeneration of the absorbent is separated in an additional distillation column into methanol and stripped water returned to the preparation tank of an aqueous amine solution at the stage of absorption extraction (patent for invention RU 2602908, IPC B01D 53/04, B01D 53/14, B01D 53/26,
необходимость адаптации режима работы дополнительной ректификационной колонны к изменениям содержания метанола в очищаемом природном газе;the need to adapt the operating mode of the additional distillation column to changes in the methanol content in the natural gas being purified;
высокая себестоимость получаемого метанола, особенно при низкой его концентрации в очищаемом природном газе, из-за значительного теплоподвода в низ дополнительной ректификационной колонны, где отпариваемая вода нагревается до температуры кипения под давлением независимо от концентрации метанола в кислой воде, поступающей в дополнительную ректификационную колонну.high cost of the obtained methanol, especially at its low concentration in the purified natural gas, due to the significant heat supply to the bottom of the additional distillation column, where the stripped water is heated to the boiling point under pressure, regardless of the concentration of methanol in acidic water entering the additional distillation column.
Известен также наиболее близкий к заявляемому изобретению способ удаления по меньшей мере одного из CO2 и H2S, содержащихся в газе, включающий в себя:Also known is the method closest to the claimed invention for removing at least one of the CO 2 and H 2 S contained in the gas, including:
абсорбционную стадию для осуществления абсорбции по меньшей мере одного из CO2 и H2S из газа путём приведения жидкого абсорбента, содержащего (a) вторичный линейный моноамин, (b1) третичный линейный моноамин или (b2) стерически затруднённый первичный моноамин и (c) вторичный циклический диамин, в контакт с указанным газом;an absorption step for effecting the absorption of at least one of CO 2 and H 2 S from the gas by bringing in a liquid absorbent containing (a) a secondary linear monoamine, (b1) a tertiary linear monoamine, or (b2) a hindered primary monoamine, and (c) a secondary cyclic diamine, in contact with said gas;
регенерационную стадию для осуществления регенерации жидкого абсорбента, содержащего по меньшей мере один из CO2 и H2S, абсорбированных в нём, при помощи тепла ребойлера (патент на изобретение RU 2686925, МПК B01D 53/14, B01D 53/52, B01D 53/62, заявлен 23.09.2016 г., опубликован 06.05.2019 г.). Основными недостатками способа являются:a regeneration stage for regenerating a liquid absorbent containing at least one of CO 2 and H 2 S absorbed in it using the heat of a reboiler (patent RU 2686925, IPC B01D 53/14, B01D 53/52, B01D 53/ 62, declared on September 23, 2016, published on May 6, 2019). The main disadvantages of the method are:
предлагаемый жидкий абсорбент, представляющий собой раствор различных алкиламинов в воде, хорошо растворяет в себе метанол, однако при регенерации абсорбента с выделением из него диоксида углерода основная часть растворенного метанола остается в регенерированном абсорбенте и возвращается с ним в абсорбер, из-за чего ухудшаются сорбционные свойства регенерированного абсорбента, приводя к снижению глубины очистки газа и от диоксида углерода, и от метанола;the proposed liquid absorbent, which is a solution of various alkylamines in water, dissolves methanol well, however, when the absorbent is regenerated with the release of carbon dioxide from it, the main part of the dissolved methanol remains in the regenerated absorbent and returns with it to the absorber, due to which the sorption properties deteriorate regenerated absorbent, leading to a decrease in the depth of gas purification from both carbon dioxide and methanol;
ограниченность глубины очистки газа от диоксида углерода и метанола, которую можно обеспечить соответствующим изменением расхода регенерированного абсорбента в абсорбер, предельными параметрами работы абсорбера и регенератора по допустимым расходам газовой и жидкой фаз и допустимым тепловым нагрузкам кипятильника (ребойлера) и холодильников.limited depth of gas purification from carbon dioxide and methanol, which can be ensured by a corresponding change in the flow rate of the regenerated absorbent into the absorber, the limiting parameters of the absorber and regenerator operation in terms of the allowable flow rates of the gas and liquid phases and the allowable thermal loads of the boiler (reboiler) and refrigerators.
При создании изобретения была поставлена задача разработки способа очистки природного газа от примесей диоксида углерода и метанола с возможностью регулирования глубины очистки от метанола без существенного изменения тепловой и материальной нагрузки на основные аппараты для реализации процесса.When creating the invention, the task was to develop a method for purifying natural gas from impurities of carbon dioxide and methanol with the ability to control the depth of purification from methanol without significantly changing the thermal and material load on the main apparatus for implementing the process.
Поставленная задача решается за счет того, что в способе очистки природного газа от примесей диоксида углерода и метанола, включающем абсорбционное извлечение из природного газа диоксида углерода и метанола водным раствором амина в абсорбере с последующей регенерацией насыщенного абсорбента в колонне регенерации амина с получением регенерированного абсорбента, кислой воды и кислого газа, поток кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина разделяют на две части: первую часть отводят, а вторую возвращают в колонну регенерации амина в качестве орошения, при этом соотношение между первой частью и всем потоком кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина в диапазоне от 0 до 100 % регулируют путем обеспечения такой концентрации метанола в регенерированном абсорбенте, поступающем в абсорбер в качестве орошения, при которой концентрация метанола в очищенном природном газе на выходе из абсорбера не превышает допустимой величины.The problem is solved due to the fact that in the method of purification of natural gas from impurities of carbon dioxide and methanol, including absorption extraction of carbon dioxide and methanol from natural gas with an aqueous solution of amine in the absorber, followed by regeneration of the saturated absorbent in the amine regeneration column to obtain a regenerated absorbent, acidic water and acid gas, the acid water flow from the reflux tank of the amine recovery column is divided into two parts: the first part is removed, and the second part is returned to the amine recovery column as reflux, while the ratio between the first part and the entire flow of acid water from the reflux tank of the regeneration column amine in the range from 0 to 100% is regulated by providing such a concentration of methanol in the regenerated absorbent entering the absorber as irrigation, at which the concentration of methanol in purified natural gas at the outlet of the absorber does not exceed the allowable value.
В способе следующая траектория перемещения метанола: метанол очищаемого природного газа растворяется в водной части аминового абсорбента в абсорбере, затем выделяется из насыщенного абсорбента в колонне регенерации амина в виде кислого газа (смесь паров воды, диоксида углерода и метанола) по законам парожидкостного равновесия, а оставшийся в жидкой фазе метанол возвращается в абсорбер с регенерированным абсорбентом. Предлагаемое решение позволяет регулировать качество регенерированного абсорбента по концентрации в нем метанола и опосредовано регулировать глубину очистки природного газа от метанола.In the method, the methanol movement trajectory is as follows: the methanol of the purified natural gas is dissolved in the aqueous part of the amine absorbent in the absorber, then it is separated from the saturated absorbent in the amine regeneration column in the form of acid gas (a mixture of water vapor, carbon dioxide and methanol) according to the laws of vapor-liquid equilibrium, and the remaining in the liquid phase, the methanol is returned to the absorber with the regenerated absorbent. The proposed solution allows you to control the quality of the regenerated absorbent by the concentration of methanol in it and indirectly control the depth of purification of natural gas from methanol.
Целесообразно первую часть потока кислой воды из рефлюксной ёмкости колонны регенерации амина с присутствующим в ней метанолом отводить на утилизацию для снижения воздействия вредных примесей на окружающую среду.It is advisable to divert the first part of the acidic water flow from the reflux tank of the amine regeneration column with methanol present in it for disposal in order to reduce the impact of harmful impurities on the environment.
Из-за увеличения потерь воды из регенерируемого амина с отводимой на утилизацию первой частью потока кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина целесообразно компенсировать их подачей свежей деминерализованной воды для разбавления регенерированного абсорбента или подачей свежей деминерализованной воды в колонну регенерации амина, что также позволяет за счет отсутствия примесей в этой воде повысить четкость разделения в колонне регенерации амина.Due to the increase in water losses from the regenerated amine with the first part of the acidic water flow from the reflux tank of the amine regeneration column removed for disposal, it is advisable to compensate for them by supplying fresh demineralized water to dilute the regenerated absorbent or supplying fresh demineralized water to the amine regeneration column, which also allows due to the absence of impurities in this water will improve the separation clarity in the amine recovery column.
Целесообразно при периодичном присутствии метанола в составе очищаемого природного газа предусмотреть периодические отвод первой части потока кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина и подачу свежей деминерализованной воды на разбавление регенерированного раствора абсорбента или в колонну регенерации амина для поддержания глубины очистки природного газа в абсорбере на соответствующем уровне в течение указанного промежутка времени.It is expedient, in case of periodic presence of methanol in the composition of natural gas to be purified, to provide for periodic withdrawal of the first part of the acidic water flow from the reflux tank of the amine regeneration column and supply of fresh demineralized water to dilute the regenerated absorbent solution or to the amine regeneration column to maintain the depth of natural gas purification in the absorber at the appropriate level during the specified period of time.
Целесообразно для снижения потребности в свежей деминерализованной воде первую часть потока кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина с присутствующим в ней метанолом отводить на отпарку метанола в дополнительную отпарную ректификационную колонну.It is advisable to reduce the need for fresh demineralized water to divert the first part of the acidic water stream from the reflux tank of the amine regeneration column with methanol present in it to the methanol stripping in an additional stripping distillation column.
Целесообразно отпаренную воду из дополнительной отпарной ректификационной колонны подавать на смешение с регенерированным абсорбентом для снижения потребности в свежей деминерализованной воде.It is advisable to feed the stripped water from the additional stripping distillation column for mixing with the regenerated absorbent to reduce the need for fresh demineralized water.
Целесообразно при использовании дополнительной отпарной ректификационной колонны с высоким качеством отпарки метанола отпаренную воду из дополнительной отпарной ректификационной колонны подавать в колонну регенерации амина, чтобы сократить расход свежей деминерализованной воды.It is expedient when using an additional stripping column with a high quality of methanol stripping, the stripped water from the additional stripping distillation column is fed into the amine recovery column in order to reduce the consumption of fresh demineralized water.
При сезонном отсутствии метанола в очищаемом природном газе или при низкой его концентрации в кислой воде с целью снижения энергозатрат для реализации способа дополнительную отпарную ректификационную колонну периодически отключают, включая снова в технологический процесс по мере необходимости, в связи с чем предусматривается периодические отвод первой части потока кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина в дополнительную отпарную ректификационную колонну и подачу отпаренной воды из дополнительной отпарной колонны на разбавление регенерированного раствора абсорбента или в колонну регенерации амина. Целесообразно при периодической работе дополнительной отпарной ректификационной колонны во время пуска и выхода на режим работы дополнительной отпарной ректификационной колонны первую часть потока кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина отводить через дополнительную буферную емкость, а также подавать свежую деминерализованную воду на разбавление регенерированного раствора абсорбента или в колонну регенерации амина из дополнительной буферной емкости.In the absence of methanol seasonally in the natural gas to be purified or at its low concentration in acidic water, in order to reduce energy costs for the implementation of the method, the additional stripping distillation column is periodically turned off, including again in the process as necessary, and therefore periodic removal of the first part of the acidic stream is provided. water from the reflux tank of the amine recovery column to an additional stripping distillation column and supplying stripped water from the additional stripping column to dilute the regenerated absorbent solution or to the amine recovery column. It is expedient for periodic operation of the additional stripping distillation column during start-up and entering the operating mode of the additional stripping distillation column, the first part of the acidic water flow from the reflux tank of the amine regeneration column is diverted through an additional buffer tank, and fresh demineralized water is also supplied to dilute the regenerated absorbent solution or to an amine recovery column from an additional buffer tank.
Также целесообразно предусмотреть периодические отвод первой части потока кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина в дополнительную отпарную ректификационную колонну и подачу отпаренной воды из дополнительной отпарной колонны на разбавление регенерированного раствора абсорбента или в колонну регенерации амина для повышения экономической эффективности процесса при использовании на стадии абсорбционной очистки газа не менее двух работающих параллельно технологических линий, при этом осуществлять периодическую подачу первой части потока кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина каждой линии в общую дополнительную отпарную ректификационную колонну и отпаренной воды на разбавление регенерированного раствора абсорбента или в колонну регенерации амина соответствующей технологической линии.It is also advisable to provide for periodic withdrawal of the first part of the flow of acidic water from the reflux tank of the amine recovery column to an additional stripper distillation column and the supply of stripped water from the additional stripper column to dilute the regenerated absorbent solution or to the amine recovery column to increase the economic efficiency of the process when used at the absorption purification stage. gas of at least two process lines operating in parallel, while periodically supplying the first part of the acidic water flow from the reflux tank of the amine regeneration column of each line to a common additional stripping distillation column and stripped water to dilute the regenerated absorbent solution or to the amine regeneration column of the corresponding process line.
Целесообразно кислый газ из рефлюксной емкости колонны регенерации амина направлять на термическое и/или каталитическое окисление, а также в трубопровод поступающего на окисление кислого газа отводить первую часть потока кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина для повышения уровня экологической безопасности способа путем предотвращения выбросов токсичных отходов производства в окружающую среду.It is advisable to direct the acid gas from the reflux tank of the amine recovery column to thermal and/or catalytic oxidation, and also to divert the first part of the acidic water flow from the reflux tank of the amine recovery column to the acid gas inlet for oxidation in order to increase the level of environmental safety of the method by preventing emissions of toxic waste production to the environment.
На фигуре представлена одна из возможных принципиальных схем установки для реализации заявляемого изобретения с использованием следующих обозначений:The figure shows one of the possible schematic diagrams of the installation for the implementation of the claimed invention using the following notation:
101 - абсорбер;101 - absorber;
102 - колонна регенерации амина;102 - amine regeneration column;
201 - емкость подготовки водного раствора амина;201 - container for preparing an aqueous solution of amine;
202 - экспанзер;202 - expander;
203 - рефлюксная емкость колонны регенерации амина;203 - reflux tank of the amine regeneration column;
301 - кипятильник;301 - boiler;
302 - рекуперативный теплообменник;302 - recuperative heat exchanger;
303, 304 - холодильник;303, 304 - refrigerator;
401, 402, 403- насос;401, 402, 403 - pump;
501, 502- клапан;501, 502 - valve;
1-23 - трубопроводы.1-23 - pipelines.
Установка согласно фигуре функционирует следующим образом. Очищаемый природный газ подается по трубопроводу 1 в нижнюю часть абсорбера 101, где противотоком к газу движется поступающий в верхнюю часть абсорбера 101 по трубопроводу 23 абсорбент в виде водного раствора амина, для абсорбционного извлечения диоксида углерода и метанола. Сверху абсорбера 101 очищенный природный газ направляется по трубопроводу 2 для дальнейшей переработки.The installation according to the figure functions as follows. The natural gas to be purified is supplied through pipeline 1 to the lower part of the
В емкость подготовки водного раствора амина 201 подают регенерированный абсорбент из колонны регенерации амина 102 по трубопроводу 13 и свежую деминерализованную воду со стороны по трубопроводу 21. Из емкости подготовки водного раствора амина 201 абсорбент поступает по трубопроводу 22 на насос 401 и направляется по трубопроводу 23 в верхнюю часть абсорбера 101 для абсорбционного извлечения из природного газа диоксида углерода и метанола.The regenerated absorbent from the
Снизу абсорбера 101 насыщенный абсорбент подают по трубопроводу 4 в экспанзер 202 для отдувки абсорбированных в небольшом количестве углеводородных газов, отводимых по трубопроводу 7. Очищенный от углеводородных газов насыщенный абсорбент поступает по трубопроводу 5 в трубное пространство рекуперативного теплообменника 302, нагреваясь потоком регенерированного абсорбента из куба колонны регенерации амина 102, и далее по трубопроводу 6 подается в верхнюю часть колонны регенерации амина 102, где разделяется на жидкий регенерированный абсорбент и кислый газ (парофазовая смесь диоксида углерода, метанола, углеводородов и воды).From the bottom of the
Одна часть регенерированного абсорбента из куба колонны регенерации амина 102 по трубопроводу 8 поступает в кипятильник 301 для испарения, возвращаясь обратно по трубопроводу 9 для создания парового орошения, а другая часть по трубопроводу 10 - на насос 402 для подачи по трубопроводу 11 в межтрубное пространство рекуперативного теплообменника 302, где отдает тепло поступающему в трубное пространство по трубопроводу 5 очищенному от углеводородных газов насыщенному абсорбенту. После рекуперативного теплообменника 302 регенерированный абсорбент проходит по трубопроводу 12 холодильник 304, охлаждаясь водой или воздухом, и по трубопроводу 13 поступает в емкость подготовки водного раствора амина 201.One part of the regenerated absorbent from the bottom of the
Кислый газ сверху колонны регенерации амина 102 поступает по трубопроводу 14 в холодильник 303. Смесь кислого газа и сконденсировавшихся воды и метанола по трубопроводу 15 поступает в рефлюксную емкость колонны регенерации амина 203, сверху которой отводятся по трубопроводу 16 несконденсированные кислые газы, а снизу - по трубопроводу 17 кислая вода в виде водного раствора метанола с примесью растворенного диоксида углерода.Acid gas from the top of the
Поток кислой воды из рефлюксной емкости 203 насосом 403 отводят по трубопроводу 18 и делят на две части: первую часть направляют по трубопроводу 20 на утилизацию или в дополнительную отпарную ректификационную колонну с получением отпаренной воды и метанола, а вторую часть - по трубопроводу 19 в колонну регенерации амина 102 в качестве орошения. Регулирование расхода первой и второй частей потока кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина 203 осуществляют с помощью клапанов 502 и 501, соответственно.The flow of acidic water from the
В верхнюю часть абсорбера 101 по трубопроводу 3 также подают свежую деминерализованную воду со стороны для компенсации ее потерь с очищенным природным газом.Fresh demineralized water is also supplied to the top of the
Выполнен анализ работы установки для реализации заявленного способа очистки природного газа от примесей диоксида углерода и метанола при различных режимах работы с использованием математического моделирования, результаты которого приведены в таблице.The operation of the installation for the implementation of the claimed method of natural gas purification from carbon dioxide and methanol impurities was analyzed under various operating modes using mathematical modeling, the results of which are given in the table.
Пример 1. На установку для реализации способа очистки природного газа от примесей диоксида углерода и метанола в соответствии с фигурой при работе ее по прототипу (поток кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина в полном объеме поступает на орошение колонны регенерации амина) поступает очищаемый природный газ в количестве 1,309 млн нм3/ч, содержащий 32397 кг/ч диоксида углерода и 100 кг/ч метанола. При расходе насыщенного абсорбента 626,7 т/ч и энергозатратах в колонне регенерации амина на теплоподвод 47 Гкал/ч и теплосъем 23,7 Гкал/ч в колонну регенерации амина на орошение из рефлюксной емкости колонны регенерации амина поступает 38,6 т/ч кислой воды. Содержание метанола в регенерированном абсорбенте составляет 59 кг/ч. При этом в очищенном природном газе достигается содержание диоксида углерода 0,3 ppm мольных (1 кг/ч) и метанола 8,6 ppm мольных (16 кг/ч), удовлетворительное по концентрации диоксида углерода, но завышенное по концентрации метанола более, чем в три раза, поскольку допустимое содержание метанола должно быть не выше 2,8 ppm мольных для получения при последующем выделении из очищенного природного газа фракции углеводородов С3-С4 и концентрировании в ней остаточного количества метанола сжиженных углеводородных газов (СУГ) с содержанием метанола не выше 50 ppm мольных.Example 1. The installation for the implementation of the method for purifying natural gas from impurities of carbon dioxide and methanol in accordance with the figure when working according to the prototype (the flow of acidic water from the reflux tank of the amine regeneration column is supplied in full to irrigate the amine regeneration column) is supplied with purified natural gas in the amount of 1.309 million nm 3 /h, containing 32397 kg/h of carbon dioxide and 100 kg/h of methanol. At a saturated absorbent flow rate of 626.7 t/h and energy consumption in the amine regeneration column for heat supply of 47 Gcal/h and heat removal of 23.7 Gcal/h, 38.6 t/h of acidic acid is supplied to the amine regeneration column for irrigation from the reflux tank of the amine regeneration column. water. The methanol content of the regenerated absorbent is 59 kg/h. At the same time, the content of carbon dioxide of 0.3 ppm mole (1 kg/h) and methanol of 8.6 ppm mole (16 kg/h) is achieved in the purified natural gas, which is satisfactory in terms of carbon dioxide concentration, but overestimated in terms of methanol concentration by more than three times, since the allowable methanol content should not exceed 2.8 ppm mole to obtain, with the subsequent separation of the C 3 -C 4 hydrocarbon fraction from the purified natural gas and the concentration of the residual amount of liquefied hydrocarbon gases (LPG) methanol in it with a methanol content not higher 50 ppm molar.
Пример 2. На установку для реализации способа очистки природного газа от примесей диоксида углерода и метанола в соответствии с фигурой по заявляемому изобретению аналогично примеру 1 поступает очищаемый природный газ в количестве 1,309 млн нм3/ч, содержащий 32397 кг/ч диоксида углерода и 100 кг/ч метанола. При этом поток кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина делится на две части: первую часть потока в количестве 60 % отводят на утилизацию, а вторую часть в количестве 40 % подают на орошение колонны регенерации амина. При расходе насыщенного абсорбента 626,6 т/ч и теплоподводе в колонну регенерации амина 47 Гкал/ч, одинаковых с режимом примера 1, для удаления большего количества метанола из очищаемого природного газа необходимо увеличить количество отгоняемой и конденсируемой кислой воды. В рефлюксной емкости накапливается 41,4 т/ч кислой воды (на 2,7 т/ч больше, чем в примере 1), из-за чего теплосъем в колонне регенерации амина составляет 25,4 Гкал/ч (на 7,5% больше, чем в примере 1). Первая часть потока кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина в количестве 24,8 т/ч отводится на утилизацию, а вторая часть в количестве 16,5 т/ч поступает на орошение колонны регенерации амина. Вывод на утилизацию 24,8 т/ч первого потока кислой воды компенсируется подачей 24,7 т/ч свежей деминерализованной воды. Содержание метанола в регенерированном абсорбенте составляет 41 кг/ч. При таком режиме работы установки достигается содержание в очищенном природном газе диоксида углерода 0,2 ppm мольных (1 кг/ч) и метанола 2,8 ppm мольных (5 кг/ч), удовлетворительное по концентрации примесей диоксида углерода и метанола. Качество очистки природного газа по метанолу по сравнению с прототипом (пример 1) улучшается в три раза при увеличении некоторых тепловых и материальных потоков на 7-8 % и сохранении без изменения остальных тепловых и материальных потоков.Example 2. The installation for the implementation of the method of purification of natural gas from impurities of carbon dioxide and methanol in accordance with the figure according to the claimed invention, similarly to example 1, receives natural gas to be purified in the amount of 1.309 million nm 3 /h, containing 32397 kg/h of carbon dioxide and 100 kg /h of methanol. In this case, the flow of acidic water from the reflux tank of the amine regeneration column is divided into two parts: the first part of the flow in the amount of 60% is diverted for disposal, and the second part in the amount of 40% is fed to the amine regeneration column for irrigation. At a saturated absorbent flow rate of 626.6 t/h and a heat supply to the amine regeneration column of 47 Gcal/h, the same as in the regime of example 1, in order to remove more methanol from the natural gas being purified, it is necessary to increase the amount of distilled and condensed acidic water. The reflux tank accumulates 41.4 t/h of acidic water (2.7 t/h more than in example 1), due to which the heat removal in the amine regeneration column is 25.4 Gcal/h (by 7.5% more than in example 1). The first part of the flow of acidic water from the reflux tank of the amine regeneration column in the amount of 24.8 t/h is diverted for disposal, and the second part in the amount of 16.5 t/h is fed to the irrigation of the amine regeneration column. Conclusion for disposal of 24.8 t/h of the first stream of sour water is compensated by the supply of 24.7 t/h of fresh demineralized water. The methanol content of the regenerated absorbent is 41 kg/h. With this mode of operation of the plant, the content of carbon dioxide of 0.2 ppm mole (1 kg/h) and methanol of 2.8 ppm mole (5 kg/h) in purified natural gas is achieved, which is satisfactory in terms of the concentration of impurities of carbon dioxide and methanol. The quality of natural gas purification by methanol compared with the prototype (example 1) is improved three times with an increase in some heat and material flows by 7-8% and the remaining heat and material flows remain unchanged.
Пример 3. Рассмотрена ситуация обеспечения минимальной концентрации метанола в очищенном газе. На установку для реализации способа очистки природного газа от примесей диоксида углерода и метанола в соответствии с фигурой по заявляемому изобретению аналогично примеру 1 поступает очищаемый природный газ в количестве 1,309 млн нм3/ч, содержащий 32397 кг/ч диоксида углерода и 100 кг/ч метанола, при этом весь поток кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина (100 %) отводится на утилизацию. При расходе насыщенного абсорбента 626,6 т/ч и теплоподводе в колонну регенерации амина 47 Гкал/ч, одинаковых с режимом примера 1, для удаления большего количества метанола из очищаемого природного газа необходимо увеличить количество отгоняемой и конденсируемой кислой воды. При этом в рефлюксной емкости колонны регенерации амина собирается 43,3 т/ч кислой воды (на 4,6 т/ч больше, чем в прототипе (пример 1)), из-за чего теплосъем в колонне регенерации амина составляет 26,6 Гкал/ч (на 12,5% больше, чем в примере 1). Вывод на утилизацию 43,3 т/ч кислой воды компенсируется подачей 43,1 т/ч свежей деминерализованной воды. Содержание метанола в регенерированном абсорбенте составляет 31 кг/ч. При этом режиме работы достигается содержание в очищенном природном газе диоксида углерода 0,2 ppm мольных (1 кг/ч) и метанола 2 ppm мольных (4 кг/ч), что существенно повышает качество продукции и дает предприятию, вырабатывающему очищенный природный газ, дополнительные преференции при формировании конъюнктуры топливного рынка. Качество очистки природного газа по метанолу по сравнению с прототипом (пример 1) улучшается в четыре раза при увеличении некоторых тепловых и материальных потоков на 10-13 % и сохранении без изменения остальных тепловых и материальных потоков.Example 3. The situation of ensuring the minimum concentration of methanol in the purified gas is considered. Purified natural gas in the amount of 1.309 million nm 3 /h, containing 32397 kg/h of carbon dioxide and 100 kg/h of methanol , while the entire flow of acidic water from the reflux tank of the amine regeneration column (100%) is diverted for disposal. At a saturated absorbent flow rate of 626.6 t/h and a heat supply to the amine regeneration column of 47 Gcal/h, the same as in the regime of example 1, in order to remove more methanol from the natural gas being purified, it is necessary to increase the amount of distilled and condensed acidic water. At the same time, 43.3 t/h of acidic water is collected in the reflux tank of the amine regeneration column (4.6 t/h more than in the prototype (example 1)), due to which the heat removal in the amine regeneration column is 26.6 Gcal /h ( 12.5% more than in example 1). Conclusion for disposal of 43.3 t/h of acidic water is compensated by the supply of 43.1 t/h of fresh demineralized water. The content of methanol in the regenerated absorbent is 31 kg/h. In this mode of operation, the content of carbon dioxide of 0.2 ppm mole (1 kg/h) and methanol of 2 ppm mole (4 kg/h) in purified natural gas is achieved, which significantly improves product quality and gives the company producing purified natural gas additional preferences in the formation of the fuel market conjuncture. The quality of natural gas purification by methanol compared to the prototype (example 1) improves four times with an increase in some heat and material flows by 10-13% and the remaining heat and material flows remain unchanged.
Таким образом, заявляемое изобретение позволяет регулировать глубину очистки газа без существенного изменения тепловой и материальной нагрузки на основные аппараты для реализации процесса.Thus, the claimed invention allows you to adjust the depth of gas purification without a significant change in the thermal and material load on the main apparatus for the implementation of the process.
Claims (13)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2023/000169 WO2023224514A1 (en) | 2022-05-19 | 2023-06-01 | Method for purifying natural gas of carbon dioxide and methanol impurities |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2784052C1 true RU2784052C1 (en) | 2022-11-23 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA010270B1 (en) * | 2006-12-26 | 2008-08-29 | Юрий Петрович Шаповалов | Method of waste gas purification of organic compounds and device therefor |
| 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 |
| CN106536682A (en) * | 2014-06-28 | 2017-03-22 | 沙特阿拉伯石油公司 | Energy efficient gasification-based multi generation apparatus employing energy efficient acid gas removal plant-directed process schemes and related methods |
| RU2691341C1 (en) * | 2018-12-28 | 2019-06-11 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method of purifying natural gas from impurities |
| RU2751635C1 (en) * | 2020-12-17 | 2021-07-15 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method for purifying natural gas from impurities |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA010270B1 (en) * | 2006-12-26 | 2008-08-29 | Юрий Петрович Шаповалов | Method of waste gas purification of organic compounds and device therefor |
| CN106536682A (en) * | 2014-06-28 | 2017-03-22 | 沙特阿拉伯石油公司 | Energy efficient gasification-based multi generation apparatus employing energy efficient acid gas removal plant-directed process schemes and related methods |
| CN106536681A (en) * | 2014-06-28 | 2017-03-22 | 沙特阿拉伯石油公司 | Energy efficient gasification based multi generation apparatus employing advanced process schemes and related methods |
| 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 |
| RU2691341C1 (en) * | 2018-12-28 | 2019-06-11 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method of purifying natural gas from impurities |
| RU2751635C1 (en) * | 2020-12-17 | 2021-07-15 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method for purifying natural gas from impurities |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6004380A (en) | Gas drying process using glycol, including purification of discharged gas | |
| US8821615B2 (en) | Sour gas treatment process | |
| CA2311199C (en) | Carbon dioxide recovery with composite amine blends | |
| Liu et al. | Simulation and energy analysis of CO2 capture from CO2-EOR extraction gas using cryogenic fractionation | |
| US20070020163A1 (en) | Method for Removing Acid Gases and Ammonia from a Fluid Stream | |
| Ghasem | CO2 removal from natural gas | |
| AU2010355553B2 (en) | Method and apparatus for the purification of carbon dioxide using liquide carbon dioxide | |
| AU2015249086B2 (en) | Method of deacidizing a gaseous effluent by an absorbent solution with vapour injection into the regenerated absorbent solution and device for implementing same | |
| NO153717B (en) | PROCEDURE FOR SELECTIVE SEPARATION OF HYDROGEN SULPHIDE FROM CARBON Dioxide SUBSTANCED GAS-MIXED MIXTURES | |
| MXPA06000808A (en) | Regeneration of acid gas-containing treatment fluids. | |
| EA017160B1 (en) | Method for purifying a gaseous mixture containing acidic gases | |
| CA2437120A1 (en) | Carbon dioxide recovery plant | |
| EA008757B1 (en) | Process and installation for the treatment of dso | |
| Duval | Natural gas sweetening | |
| FI3719426T3 (en) | Biogas purification and liquefaction by combining a crystallisation system with a liquefaction heat exchanger | |
| CA2590468C (en) | Process for the dehydration of gases | |
| RU2784052C1 (en) | Method for purifying natural gas from impurities of carbon dioxide and methanol | |
| US11247168B2 (en) | Gas purification using a co-axial co-current contactor | |
| US20240067537A1 (en) | Integrated heat exchanger and sour water stripper | |
| WO2023224514A1 (en) | Method for purifying natural gas of carbon dioxide and methanol impurities | |
| AU2021104718A4 (en) | Device and Method for Deeply Removing Sulfide in Circulating methanol of the rectisol by Extractive Distillation | |
| RU2751635C1 (en) | Method for purifying natural gas from impurities | |
| RU2787770C1 (en) | Method for removing methanol from amine solution | |
| RU2548082C1 (en) | Zeolite recovery gas treatment unit | |
| CN113797719B (en) | A skid-mounted LNG deacidification device and method |