Способ обработки сжиженных газообразных углеводородов с использованием 2-амино-2-(гидроксиметил)пропан-1,3-диоловых соединений

Изобретение относится к способу обработки сжиженных углеводородов. Способ обработки сжиженных углеводородов, содержащих кислые газы, для отделения вышеупомянутых кислых газов при одновременном сокращении до минимума потери аминосоединений включает стадию контакта сжиженных углеводородов с абсорбирующим водным раствором первого аминосоединения, где первое аминосоединение имеет структуру

в которой либо: a) R1 является водородом и R2 выбран из группы, состоящей из метила, этила, н-пропила, изопропила, н-бутила, втор-бутила, 2-гидроксиэтила или пропан-2,3-диола, а также их смеси; или b) R1 выбран из группы, состоящей из метила, этила, н-пропила, изопропила, н-бутила, втор-бутила, 2-гидроксиэтила или пропан-2,3-диола, а также их смеси; или c) каждый из R1 и R2 индивидуально выбран из группы, состоящей из метила, этила, н-пропила, изопропила, н-бутила, втор-бутила, 2-гидроксиэтила или пропан-2,3-диола, а также их смеси. Технический результат – сокращение потери аминов при обработке. 8 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится, в общем, к способам обработки сжиженных углеводородов. Более конкретно, настоящее изобретение относится к способам удаления кислых газов из потоков сжиженных газообразных углеводородов с использованием 2-амино-2-(гидроксиметил)пропан-1,3-диоловых соединений.

Уровень техники, к которой относится изобретение

Сжиженные углеводороды, такие как сжиженный природный газ (NGL) или сжиженный нефтяной газ (LPG), представляют собой воспламеняющиеся смеси газообразных углеводородов, используемые в качестве топлива в нагревательных устройствах и двигателях. Они также все больше используются в качестве газов для распыления аэрозолей и хладагентов, заменяя хлорфторуглероды в целях уменьшения разрушения озонового слоя.

Сжиженные углеводороды изготавливают, перерабатывая нефть или "влажный" природный газ, и почти полностью производят из источников ископаемого топлива, причем они получаются в процессе переработки нефти (сырой нефти) или извлекаются из потоков нефти или природного газа, добываемых из подземных месторождений.

Сжиженные газообразные углеводороды могут быстро испаряться при нормальных температурах и давлениях, и их обычно поставляют в стальных газовых баллонах под давлением. Эти баллоны, как правило, наполнены до уровня от 80% до 85% своей емкости, чтобы обеспечивать тепловое расширение содержащейся в них жидкости. Соотношение между объемами испарившегося газа и сжиженного газа изменяется в зависимости от состава, давления и температуры, но составляет, как правило, приблизительно 250:1.

Сжиженные газообразные углеводороды часто содержат разнообразные кислые газообразные примеси, такие как сероводород, различные меркаптаны и другие разнообразные соединения серы, диоксид углерода и сероксид углерода (COS). В газоперерабатывающей промышленности хорошо известно, что такие примеси можно успешно удалять посредством контакта потоков газообразных или жидких углеводородов с водными растворами, содержащими один или несколько аминов. Водные растворы аминов могут быть селективными или неселективными в своей способности абсорбировать определенные кислые газы.

После такой абсорбции кислые соединения отделяются от аминов, и амины возвращаются в систему, за исключением аминосоединений, которые могут быть потеряны в данном процессе. Согласно теории, многие различные амины могли бы найти применение в некоторой степени для удаления кислых газов. Что касается практики, амины, которые действительно находят промышленное применение, представляют собой моноэтаноламин (МЕА), диэтаноламин (DEA), метилдиэтаноламин (MDEA) и диизопропаноламин (DIPA). Например, описано использование смесей MDEA/DIPA (патент США №4808765) для цели удаления H2S.

Обработка сжиженных газообразных углеводородов представляет собой определенные проблемы в том, что амины, как правило, растворяются в значительной степени в этих газах, приводя к соответствующим экономическим убыткам вследствие необходимости пополнения потерь амина (аминов). Многие газоперерабатывающие заводы используют водные растворы DIPA или MDEA для удаления кислых примесей из сжиженных газообразных углеводородов. Однако концентрация этих аминов, как правило, ограничивается приблизительным интервалом от 20 до 35 масс. % в водном потоке, в котором они поступают в технологический процесс. Работа при повышенных концентрациях, которые являются желательными по соображениям производительности, как правило, приводит к нежелательно высокому уровню загрязнения сжиженных газообразных углеводородов амином (аминами).

Эта проблема оказывается особенно острой на газоперерабатывающих заводах, которые перерабатывают LPG, полученный в результате крекинга (т.е. имеющий высокую степень ненасыщенности). Часто степень потери MDEA является достаточной, чтобы сделать экономически невыгодной замену метилдиэтаноламина диэтаноламином.

Каждый из патентов США №№5326385, 5877386 и 6344949 описывают так называемое "обессеривание" сжиженных газообразных углеводородов в ходе разнообразных процессов. Кроме того, согласно патенту США №4959086, используются изомеры аминосоединений для удаления сероводорода из природного газа. Описано использование смесей MDEA/DIPA (патент США №4808765) для цели удаления H2S.

Эти публикации представляют обоснованные решения проблем, которые возникают, когда "обессеривание" сжиженных газообразных углеводородов осуществляется путем обработки аминами кислых газов. Однако было бы предпочтительно наличие аминной композиции, которая позволяет в максимальной степени повысить эффективную концентрацию амина, циркулирующего в системе сжиженных газообразных углеводородов и при этом сокращает до минимума потери амина (аминов) вследствие растворимости в сжиженных газообразных углеводородах.

Сущность изобретения

В соответствии с одним аспектом настоящего изобретения, предлагается способ обработки сжиженных углеводородов, содержащих кислые газы, для удаления кислых газов при одновременном сокращении до минимума потери аминосоединений. Данный способ включает стадию контакта сжиженных углеводородов с абсорбирующим водным раствором первого аминосоединения, причем первое аминосоединение имеет структуру:

,

в которой каждый из радикалов R1 и R2 может индивидуально представлять собой атом водорода, метил, этил, н-пропил, изопропил, н-бутил, втор-бутил, 2-гидроксиэтил или пропан-2,3-диол.

Когда водные растворы, содержащие традиционные алканоламины, такие как метилдиэтаноламин (MDEA), используются для обработки сжиженного нефтяного газа в процессе контакта двух жидких фаз, с течением времени могут происходить значительные потери аминов. Было доказано, что присутствие гидроксильных групп имеет решающее значение для уменьшения этих потерь посредством усиления липофобной природы молекулы. Таким образом, триэтаноламин (TEA), в молекуле которого содержатся три гидроксильные группы, остается пригодным для выбора, даже несмотря на то что водный раствор MDEA оказывается превосходящим водные растворы TEA в отношении эксплуатационных характеристик и способности удаления кислых газов. Различие качества и способности между MDEA и TEA определяется, главным образом, различной силой оснований, отражающей различные значения pKa, составляющие, соответственно, 8,7 для MDEA и 7,9 для TEA.

Таким образом, алканоламины, в структурах которых содержится большее число гидроксильных групп и/или связей между атомами азота и водорода по сравнению с MDEA, и которые одновременно сохраняют низкую молекулярную массу и имеют силу основания (т.е. pKa) на уровне TEA или выше, представляли бы собой идеальных кандидатов для обработки сжиженного нефтяного газа в процессах контакта двух жидких фаз.

Введение 2-(гидроксиметил)пропан-1,3-диолового фрагмента в структуры алканоламинов позволяет уменьшать растворимость в углеводородных потоках по сравнению с имеющими эквивалентные структуры алканоламинами, в которых содержится 2-гидроксиэтильный фрагмент (т.е. традиционными этоксилированными алканоламинами). Сила основания амина, содержащего дополнительные гидроксильные группы, не изменяется по сравнению с традиционными этоксилированными алканоламинами, поскольку индуктивные эффекты, возникающие за счет присутствия более чем одной гидроксильной группы при том же заместителе у атома азота, не являются кумулятивными.

В целях настоящего изобретения сжиженные углеводороды представляют собой низкомолекулярные углеводороды, которые могут быть насыщенными или ненасыщенными, разветвленными или неразветвленными и содержащими в своем составе приблизительно от C1 до С20, предпочтительно приблизительно от C1 до С12 и предпочтительнее приблизительно от С2 до С6 атомов углерода, такие как, например, LPQ или NGL, а также их смеси.

Краткое описание чертежей

Фиг. 1 представляет графическую иллюстрацию исследуемых аминов, сравниваемых с MDEA, по относительной растворимости, которая приведена на графике зависимости от соответствующих значений pKa.

Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления

В целом, настоящее изобретение представляет собой способ обработки сжиженных углеводородов, включающий удаление кислых газов при одновременном сокращении до минимума потери аминосоединений. Данный способ включает стадию контакта сжиженных углеводородов с абсорбирующим водным раствором первого аминосоединения, причем первое аминосоединение имеет структуру:

в которой каждый из радикалов R1 и R2 может индивидуально представлять собой атом водорода, метил, этил, н-пропил, изопропил, н-бутил, втор-бутил, 2-гидроксиэтил или пропан-2,3-диол.

До настоящего времени, согласно предшествующему уровню техники, обычно использовались амины, имеющие относительно высокую растворимость в жидких углеводородах. Настоящее изобретение решает эту проблему, предлагая аминосоединение, имеющее меньшую растворимость в газах. Эта высокая растворимость в газах для композиций MDEA и DIPA предшествующего уровня техники представлена на Фиг. 1.

Большинство газоперерабатывающих заводов работают при суммарной концентрации аминов, составляющей не более чем приблизительно 35 масс. % амина, содержащегося в водной композиции для обработки газов. Желательной является работа на уровне, составляющем приблизительно 40 масс. % и предпочтительно даже приблизительно 50 масс. % или более суммарного содержания амина (аминов), поскольку высококонцентрированные растворы обеспечивают дополнительную способность удаления кислых газов при низкой стоимости. Кроме того, считается вероятным, что в будущем будет увеличиваться концентрация серы в сырой нефти и, следовательно, в газе.

Соответственно, чтобы поддерживать или увеличивать производство, газоперерабатывающий завод должен в среднем обрабатывать/удалять больше серы. Тем не менее вследствие возрастающей потери аминов при повышенных концентрациях в большинстве случаев оказывается экономически невыгодной работа на уровне, превышающем приблизительно 35%. Преимущество настоящего изобретения заключается в том, что оно позволяет газоперерабатывающему заводу экономично работать при повышенных концентрациях аминов без значительных затрат на восполнение потерь аминов, которые бы происходили в других условиях.

Аминосоединение, используемое в способе согласно настоящему изобретению, как правило, имеет структуру:

в которой каждый из радикалов R1 и R2 может индивидуально представлять собой атом водорода, метил, этил, н-пропил, изопропил, н-бутил, втор-бутил, 2-гидроксиэтил или пропан-2,3-диол.

Способы, известные специалистам в данной области техники, можно использовать при синтезе соединений, пригодных для способа согласно настоящему изобретению, такие как способы, описанные в опубликованной международной патентной заявке РСТ WO 2010/126657, которая включается в настоящий документ посредством ссылки.

Соединения, предусмотренные для использования согласно настоящему изобретению, предпочтительно включают перечисленные ниже соединения, такие как 2-диметиламино-2-(гидроксиметил)пропан-1,3-диол (DMTA, 2), 2-амино-2-(гидроксиметил)пропан-1,3-диол (ТА, 3), 2-метиламино-2-(гидроксиметил)пропан-1,3-диол (МТА, 4), а также их смеси.

Помимо первого аминосоединения, используемого в способе согласно настоящему изобретению, водный раствор, используемый для обессеривания LPG, может содержать и второе аминосоединение. Аминосоединения, пригодные для использования в качестве второго аминосоединения, включают аминопропандиоловые соединения, такие как 3-(2-(гидроксиэтил)метиламино)пропан-1,2-диол, 3-(метиламино)бис(пропан-1,2-диол), амино-трис(пропан-1,2-диол), 3-(метиламино)пропан-1,2-диол, 3-(амино)пропан-1,2-диол, 3-(амино)бис(пропан-1,2-диол), или их смеси; пиперазиновые соединения, такие как 3-(пиперазин-1-ил)пропан-1,2-диол, 3,3'-(пиперазин-1,4-диил)бис(пропан-1,2-диол), или их смеси, алкиламины, такие как моноэтаноламин, диэтаноламин, триэтаноламин, метилдиэтаноламин, диизопропаноламин, или их смеси; и смеси соединений, относящихся к каждому из данных классов перечисленных выше соединений.

Способ обработки

Способ согласно настоящему изобретению можно легко осуществлять посредством контакта потоков сжиженного газа со смесью 2-амино-2-(гидроксиметил)пропан-1,3-диоловых соединений, используя обычное оборудование для введения в контакт двух жидких фаз в технологических условиях, находящихся в обычных пределах такого оборудования. Хотя предпочтительно следует осуществлять некоторую оптимизацию условий на основании предшествующего уровня техники, необходимо ожидать, что уменьшение потерь, связанных с растворимостью аминов, будет происходить даже в существующих технологических условиях. Следующее преимущество согласно настоящему изобретению, таким образом, заключается в том, что для него не требуются существенные замены или модификации оборудования, уплотнения, технологических условий и т.п. Соответственно, настоящее изобретение является особенно выгодным для газоперерабатывающих заводов, которым требуется повышение производительности удаления кислых газов, но которые не могут себе позволить оплату значительного обновления основных средств.

Следующее преимущество настоящего изобретения заключается в том, что технологические параметры не ограничиваются узкими интервалами. В качестве общего правила, можно отметить, что чем выше концентрация аминов в системе, тем выше степень их потери. Примерные концентрации приведены ниже. Хотя не существует конкретного верхнего предела концентрации, предполагается, что концентрация аминов в смеси не должна составлять более чем приблизительно 95 масс. %, причем остальную массу составляет вода, чтобы преодолевать технологические проблемы, такие как недостаточное удаление H2S. Рациональный подход к определению максимально пригодной для использования концентрации в данной системе представляет собой постепенное повышение концентрации до тех пор, пока не обнаруживаются проблемы, и после этого осуществляется снижение концентрации до тех пор, пока данные проблемы не исчезают.

Аналогичным образом, не существует обязательной минимальной концентрации, и для определения этой концентрации могут потребоваться обычные эксперименты. Однако предполагается, в качестве исходной точки, что концентрация должна составлять, по меньшей мере, приблизительно 5 масс. %. Считается, что в большинстве случаев интервал используемых концентраций аминов в смеси составляет от приблизительно 10 до приблизительно 90 масс. %, предпочтительно от приблизительно 25 до приблизительно 75 масс. % и предпочтительнее от приблизительно 35 до приблизительно 65 масс. %, а остальную массу составляет вода.

Кроме того, в водной абсорбирующей композиции могут также содержаться кислоты, такие как борная кислота, серная кислота, хлористоводородная кислота, фосфорная кислота, а также их смеси. Эффективная концентрация кислоты может изменяться, составляя от 0,1 до 25 масс. % и наиболее предпочтительно от 0,1 до 12 масс. %. Источник кислоты обеспечивает эффективное восстановление аминосоединения после того, как кислый газ удаляется из система.

Рабочая температура для контакта сжиженных газообразных углеводородов с содержащей амины смесью не ограничивается в узком интервале, но обычно составляет от приблизительно 50°F (10°С) до приблизительно 190°F (88°С), предпочтительно от приблизительно 70°F (21°С) до приблизительно 160°F (71°С) и предпочтительнее от приблизительно 80°F (27°С) до приблизительно 140°F (60°С). Как правило, пониженные температуры являются предпочтительными в целях сокращения до минимума потерь, обусловленных растворимостью. Поскольку большинство газоперерабатывающих заводов не отличаются значительной гибкостью в данном отношении, преимущество согласно настоящему изобретению заключается в том, что обеспечивается существенное уменьшение потери аминов при любой заданной рабочей температуре.

Рабочие примеры

Следующие примеры представляют неограничительную иллюстрацию отличительных особенностей настоящего изобретения.

Раствор, содержащий гептан (10 г), толуол (0,1 г) и исследуемый амин (2,5 г), перемешивают при 20°С в течение одного часа. Смесь декантируют в течение 15 минут, и чистую гептановую фазу анализируют методом газовой хроматографии, используя толуол в качестве внутреннего стандарта. Впрыскивание повторяют три раза, и площади пиков исследуемого амина усредняют. Результаты представлены ниже:

Значение pKa исследуемых аминов определяли с помощью автоматической системы титрования Mettler Toledo с использованием водных растворов, содержащих 50 масс. % аминов и 0,5 н хлористоводородной кислоты. Результаты представлены ниже:

Несмотря на то что настоящее изобретение описано в отношении предпочтительных вариантов осуществления, которые представлены в описании и на чертежах, имеют место и другие варианты осуществления настоящего изобретения без отклонения от его сущности. Таким образом, объем настоящего изобретения должен ограничиваться только прилагаемой формулой изобретения.

1. Способ обработки сжиженных углеводородов, содержащих кислые газы, для отделения вышеупомянутых кислых газов при одновременном сокращении до минимума потери аминосоединений, включающий стадию контакта вышеупомянутых сжиженных углеводородов с абсорбирующим водным раствором первого аминосоединения, где вышеупомянутое первое аминосоединение имеет структуру

в которой либо:

a) R1 является водородом и R2 выбран из группы, состоящей из метила, этила, н-пропила, изопропила, н-бутила, втор-бутила, 2-гидроксиэтила или пропан-2,3-диола, а также их смеси; или

b) R1 выбран из группы, состоящей из метила, этила, н-пропила, изопропила, н-бутила, втор-бутила, 2-гидроксиэтила или пропан-2,3-диола, а также их смеси, и R2 является водородом; или

c) каждый из R1 и R2 индивидуально выбран из группы, состоящей из метила, этила, н-пропила, изопропила, н-бутила, втор-бутила, 2-гидроксиэтила и пропан-2,3-диола, а также их смеси.

2. Способ по п. 1, в котором вышеупомянутый абсорбирующий водный раствор содержит приблизительно от 0,1 мас.% до 90 мас.% вышеупомянутого первого аминосоединения и дополнительно содержит приблизительно от 1 мас.% до 90 мас.% второго аминосоединения.

3. Способ по п. 1, в котором вышеупомянутый абсорбирующий водный раствор содержит приблизительно от 0,1 мас.% до 50 мас.% вышеупомянутого первого аминосоединения и дополнительно содержит приблизительно от 5 мас.% до 50 мас.% второго аминосоединения.

4. Способ по п. 1, в котором R1 и R2 представляют собой метильные радикалы.

5. Способ по п. 1, в котором R1 представляет собой атом водорода, и R2 представляет собой метильный радикал.

6. Способ по п. 1, в котором вышеупомянутые кислые газы содержат один или несколько газов, выбранных из группы, которую составляют CO2, H2S, меркаптановое соединение, COS, CS2, а также их смеси.

7. Способ по п. 1 или 2, в котором вышеупомянутый водный раствор содержит второе аминосоединение, представляющее собой пиперазиновое соединение, выбранное из группы, которую составляют пиперазин, 2-метилпиперазин, 1-гидроксиэтилпиперазин, 3-(пиперазин-1-ил)пропан-1,2-диол, 3,3'-(пиперазин-1,4-диил)бис(пропан-1,2-диол), и их смеси.

8. Способ по п. 1, в котором вышеупомянутый абсорбирующий водный раствор содержит второе аминосоединение, представляющее собой соединение, выбранное из группы, состоящей из триэтаноламина, диэтаноламина, метилдиэтаноламина, диизопропаноламина, 3-(2-(гидроксиэтил)метиламино)пропан-1,2-диола, 3-(метиламино)бис(пропан-1,2-диола), амино-трис(пропан-1,2-диола), 3-(метиламино)пропан-1,2-диола, 3-(амино)пропан-1,2-диола, 3-(амино)бис(пропан-1,2-диола) и их смеси.

9. Способ по п. 1, в котором вышеупомянутый абсорбирующий водный раствор дополнительно содержит кислоту, которая выбрана из группы, состоящей из борной кислоты, хлористоводородной кислоты, серной кислоты, фосфорной кислоты, а также их смеси.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способу очистки сжиженных углеводородов, таких как сжиженный нефтяной газ (LPG) или сжиженный природный газ (NGL). Способ обработки сжиженных углеводородов, содержащих кислые газы, для удаления упомянутых кислых газов при сведении к минимуму потери аминосоединений, включает этап контактирования упомянутых сжиженных углеводородов с абсорбирующим водным раствором первого аминосоединения, причем упомянутое первое аминосоединение имеет структуру: ,в которой R1 представляет собой водород, пропан-2,3-диол и их смеси, и R2 представляет собой пропан-2,3-диол.

Изобретение относится к способу обработки потоков сжиженных углеводородов (NGL или LPG). Способ обработки сжиженных углеводородов, содержащих кислые газы, для удаления указанных кислых газов при минимизации потерь соединений аминов, содержит стадию приведения в контакт указанных сжиженных углеводородов с поглощающим водным раствором первого аминосоединения, причем указанное первое аминосоединение имеет структуру ,где R1 представляет собой пропан-2,3-диол; R2 представляет собой водород, метил, этил, 2-гидроксиэтил или пропан-2,3-диол; и R3 представляет собой водород, метил, этил, 2-гидроксиэтил или пропан-2,3-диол.

Изобретение относится к устройствам подготовки путем отбензинивания попутного нефтяного газа и газа дегазации конденсата. Блок отбензинивания низконапорного тяжелого углеводородного газа включает компрессор, установленный на линии сырьевого газа, и дефлегматор с линией вывода конденсата и тепломассообменным блоком, охлаждаемым хладагентом.

Изобретение относится к способам подготовки углеводородных газов методом низкотемпературной сепарации и может быть использовано для подготовки попутного нефтяного газа в нефтяной промышленности.

Изобретение относится к технологии и оборудованию для подготовки углеводородных газов и может быть использовано для отбензинивания низконапорного попутного нефтяного газа в нефтяной промышленности.

Изобретение относится к способу обработки потока жидких углеводородов, содержащего воду, в котором поток жидких углеводородов вводится в первый сепаратор, отделяющий по меньшей мере свободную воду из указанного потока жидких углеводородов.

Изобретение относится к двигателестроению, в частности к топливным системам двигателей внутреннего сгорания. .

Изобретение относится к топливной энергетике и может быть использовано для сокращения потерь летучих углеводородов и попутных газов при добыче и переработке нефти, для повышения пожарной безопасности сжиженных газов.

Изобретение относится к водному раствору алканоламина для удаления сероводорода из газовых смесей, содержащих сероводород. Водный раствор алканоламина для удаления кислых газов, включающих в себя сероводород, из газовых смесей, содержащих сероводород, содержит:(i) от 20 до 50 массовых процентов 3-(диметиламин)-1,2-пропандиола или 3-(диэтиламин)-1,2-пропандиола, и (ii) от 2 до 10 массовых процентов пиперазина, при этом массовый процент берется в расчете на общую массу водного раствора алканоламина и при этом упомянутый водный раствор алканоламина не содержит ортофосфорную кислоту, фосфорную кислоту, соляную кислоту, серную кислоту, сернистую кислоту, азотную кислоту, пирофосфорную кислоту, теллуровую кислоту, уксусную кислоту, муравьиную кислоту, адипиновую кислоту, бензойную кислоту, н-бутановую кислоту, монохлоруксусную кислоту, лимонную кислоту, глутаровую кислоту, молочную кислоту, малоновую кислоту, щавелевую кислоту, о-фталевую кислоту, янтарную кислоту, о-толуиловую кислоту.
Изобретение относится к способу переработки природных и попутных нефтяных углеводородных газов с повышенным содержанием тяжелых гомологов метана в топливный газ путем смешивания углеводородного газа с кислородом или кислородсодержащим газом в мольном соотношении углерод тяжелых компонентов : кислород 10÷1:1 и проведения прямого парциального окисления тяжелых компонентов при температуре 350-420°С и давлении 10-40 бар с получением паро-газовой смеси, содержащей углеводородные газы, СО, оксигенаты и Н2О, которую затем смешивают с кислородом или кислородсодержащим газом до содержания кислорода 2-5% об.

Изобретение раскрывает энергоцентр, включающий источник топлива, оснащенный линией подачи топлива в блок получения электроэнергии с линией вывода дымового газа, блок получения теплоносителя, при этом в качестве источника топлива используется объект подготовки, транспорта или хранения нефти или газа, на линии подачи топлива размещен блок метанирования с линией подачи воды, соединенный линией подачи прямого теплоносителя/возврата обратного с блоком получения теплоносителя, установленным на линии вывода дымовых газов.

Изобретение относится к способу очистки сжиженных углеводородов, таких как сжиженный нефтяной газ (LPG) или сжиженный природный газ (NGL). Способ обработки сжиженных углеводородов, содержащих кислые газы, для удаления упомянутых кислых газов при сведении к минимуму потери аминосоединений, включает этап контактирования упомянутых сжиженных углеводородов с абсорбирующим водным раствором первого аминосоединения, причем упомянутое первое аминосоединение имеет структуру: ,в которой R1 представляет собой водород, пропан-2,3-диол и их смеси, и R2 представляет собой пропан-2,3-диол.

Изобретение описывает способ удаления тяжелых углеводородов при сжижении природного газа, заключающийся в том, что предварительно очищенный и осушенный исходный природный газ охлаждают, разделяют полученную парожидкостную смесь в сепараторе на жидкую и паровую фазы, отводят жидкую фазу с повышенным содержанием тяжелых углеводородов на утилизацию, при этом охлаждение исходного природного газа осуществляют в теплообменнике, паровую фазу из сепаратора направляют на вход пассивного потока эжектора, из установки сжижения природного газа выводят часть холодного потока высокого давления и направляют ее на вход активного потока эжектора, выходящий из эжектора поток направляют в дополнительный сепаратор, в котором поток разделяют на газ и жидкость, газ направляют в теплообменник для рекуперации холода, после рекуперации холода газ направляют в компрессор, газ после компрессора направляют в установку сжижения природного газа.

Изобретение относится к способу отделения кислых газов от содержащего воду потока текучей среды. Способ включает приведение в контакт содержащего воду потока текучей среды в зоне абсорбции с абсорбирующим средством, которое содержит амин, с получением потока текучей среды, подвергнутого удалению кислоты, и абсорбирующего средства, насыщенного кислыми газами, приведение в контакт потока текучей среды, подвергнутого удалению кислоты, с водной промывной жидкостью в зоне промывки, через которую промывную жидкость проводят за однократный проход без перекачивания насосом, чтобы перевести совместно унесенный амин в эту промывную жидкость, с получением потока текучей среды, подвергнутого удалению амина и удалению кислоты, и насыщенной амином промывной жидкости, охлаждение потока текучей среды, подвергнутого удалению амина и удалению кислоты, ниже зоны промывки по направлению движения потока, при этом конденсируется конденсат из головной части абсорбционного аппарата, подачу насыщенного абсорбирующего средства в зону десорбции, в которой кислые газы высвобождаются, при этом получают регенерированное абсорбирующее средство и десорбированные кислые газы, подачу регенерированного абсорбирующего средства обратно в зону абсорбции, чтобы организовать замкнутый цикл абсорбирующего средства, введение в замкнутый цикл абсорбирующего средства насыщенной амином промывной жидкости и конденсата из головной части абсорбционного аппарата, проведение десорбированных кислых газов через зону концентрирования и охлаждение кислых газов, выходящих из головной части зоны концентрирования, для конденсирования из них конденсата из головной части десорбционного аппарата, который частично подается обратно в зону концентрирования, а частично выводится из процесса.

Изобретение описывает способ комплексной подготовки газа, при котором газ входной сепарации подвергают дефлегмации за счет охлаждения газом низкотемпературной сепарации с получением газа дефлегмации и флегмы, которую смешивают с конденсатом входной сепарации, и выветривают с получением выветренного конденсата и газа выветривания, который совместно с редуцированным газом дефлегмации подвергают низкотемпературной сепарации с получением газа и конденсата, а при стабилизации смеси конденсатов получают газ стабилизации и стабильный конденсат, отличающийся тем, что сырой газ перед входной сепарацией редуцируют и смешивают с газом стабилизации с помощью эжектирующего устройства, газ входной сепарации охлаждают редуцированным выветренным конденсатом и предварительно нагретым газом низкотемпературной сепарации, а смесь конденсата входной сепарации и флегмы редуцируют и смешивают с конденсатом низкотемпературной сепарации с помощью эжектирующего устройства перед выветриванием.

Изобретение относится к способу обработки потоков сжиженных углеводородов (NGL или LPG). Способ обработки сжиженных углеводородов, содержащих кислые газы, для удаления указанных кислых газов при минимизации потерь соединений аминов, содержит стадию приведения в контакт указанных сжиженных углеводородов с поглощающим водным раствором первого аминосоединения, причем указанное первое аминосоединение имеет структуру ,где R1 представляет собой пропан-2,3-диол; R2 представляет собой водород, метил, этил, 2-гидроксиэтил или пропан-2,3-диол; и R3 представляет собой водород, метил, этил, 2-гидроксиэтил или пропан-2,3-диол.

Изобретение относится к устройствам подготовки путем отбензинивания попутного нефтяного газа и газа дегазации конденсата. Блок отбензинивания низконапорного тяжелого углеводородного газа включает компрессор, установленный на линии сырьевого газа, и дефлегматор с линией вывода конденсата и тепломассообменным блоком, охлаждаемым хладагентом.

Изобретение раскрывает способ удаления тяжелых углеводородов из потока природного газа, включающий: направление исходного потока природного газа, содержащего воду и углеводороды С5+, в слой адсорбента блока нагревательной короткоцикловой адсорбции (НКА) таким образом, чтобы адсорбировать по меньшей мере часть воды и углеводородов C5+ из указанного исходного потока природного газа для создания первого итогового газового потока, имеющего уменьшенный уровень воды и углеводородов С5+ по сравнению с указанным исходным потоком, регенерацию названного слоя адсорбента при помощи нагрева для удаления адсорбированной воды и углеводородов С5+ и создания второго газового потока, имеющего повышенное содержание воды и углеводородов C5+ по сравнению с указанным исходным потоком; охлаждение указанного второго газового потока для создания жидкой воды и жидких С5+ углеводородов и разделения указанных жидкостей из указанного второго газового потока для создания третьего газового потока; направление указанного третьего потока природного газа в слой адсорбента блока безнагревной короткоцикловой адсорбции (БНКА) таким образом, чтобы адсорбировать углеводороды C5+ из указанного третьего газового потока, и выход второго итогового газового потока высокого давления, имеющего содержание углеводородов C5+ меньшее, чем в указанном третьем газовым потоке; причем указанный блок НКА адсорбирует при температуре по меньшей мере 65°С и давлении по меньшей мере 500 psia; и регенерацию указанного слоя адсорбента в указанном блоке БНКА с помощью уменьшения давления и создания загрязненного газового потока низкого давления, содержащего углеводороды C5+.

Изобретение относится к водному раствору алканоламина для удаления сероводорода из газовых смесей, содержащих сероводород. Водный раствор алканоламина для удаления кислых газов, включающих в себя сероводород, из газовых смесей, содержащих сероводород, содержит:(i) от 20 до 50 массовых процентов 3-(диметиламин)-1,2-пропандиола или 3-(диэтиламин)-1,2-пропандиола, и (ii) от 2 до 10 массовых процентов пиперазина, при этом массовый процент берется в расчете на общую массу водного раствора алканоламина и при этом упомянутый водный раствор алканоламина не содержит ортофосфорную кислоту, фосфорную кислоту, соляную кислоту, серную кислоту, сернистую кислоту, азотную кислоту, пирофосфорную кислоту, теллуровую кислоту, уксусную кислоту, муравьиную кислоту, адипиновую кислоту, бензойную кислоту, н-бутановую кислоту, монохлоруксусную кислоту, лимонную кислоту, глутаровую кислоту, молочную кислоту, малоновую кислоту, щавелевую кислоту, о-фталевую кислоту, янтарную кислоту, о-толуиловую кислоту.

Изобретение относится к способу очистки сжиженных углеводородов, таких как сжиженный нефтяной газ (LPG) или сжиженный природный газ (NGL). Способ обработки сжиженных углеводородов, содержащих кислые газы, для удаления упомянутых кислых газов при сведении к минимуму потери аминосоединений, включает этап контактирования упомянутых сжиженных углеводородов с абсорбирующим водным раствором первого аминосоединения, причем упомянутое первое аминосоединение имеет структуру: ,в которой R1 представляет собой водород, пропан-2,3-диол и их смеси, и R2 представляет собой пропан-2,3-диол.

Изобретение относится к способу получения высокотемпературного масла-теплоносителя. Способ заключается в том, что неконвертированный остаток топливного гидрокрекинга сернистых и высокосернистых нефтей подвергают ректификации с целью отбора фракции 350-400°C с последующей ее экстракцией N-метилпирролидоном и последующим разделением на экстрактный и рафинатный раствор, отгонкой N-метилпирролидона из рафинатного и экстрактного растворов с получением рафината и экстракта - высокотемпературного масла-теплоносителя.

Изобретение относится к способу обработки сжиженных углеводородов. Способ обработки сжиженных углеводородов, содержащих кислые газы, для отделения вышеупомянутых кислых газов при одновременном сокращении до минимума потери аминосоединений включает стадию контакта сжиженных углеводородов с абсорбирующим водным раствором первого аминосоединения, где первое аминосоединение имеет структуру в которой либо: a) R1 является водородом и R2 выбран из группы, состоящей из метила, этила, н-пропила, изопропила, н-бутила, втор-бутила, 2-гидроксиэтила или пропан-2,3-диола, а также их смеси; или b) R1 выбран из группы, состоящей из метила, этила, н-пропила, изопропила, н-бутила, втор-бутила, 2-гидроксиэтила или пропан-2,3-диола, а также их смеси; или c) каждый из R1 и R2 индивидуально выбран из группы, состоящей из метила, этила, н-пропила, изопропила, н-бутила, втор-бутила, 2-гидроксиэтила или пропан-2,3-диола, а также их смеси. Технический результат – сокращение потери аминов при обработке. 8 з.п. ф-лы, 1 ил.

Наверх