Способ очистки природного газа от примесей диоксида углерода и метанола




Владельцы патента RU 2784052:

Мнушкин Игорь Анатольевич (RU)

Изобретение относится к способу очистки природного газа от примесей диоксида углерода и метанола, включающему 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, характеризующемуся тем, что 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. 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. Техническим результатом является очистка 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. 12 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл., 3 пр.

 

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.

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.

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:

использование суспендированного промывочного материала (твердая фаза - оксид кальция, образующийся при взаимодействии с водой оксида кальция гидроксид кальция, силикатный шлак), усложняющее аппаратурное оформление процесса;

ограниченность применения только для удаления диоксида углерода без возможности извлечения метанола.

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:

высокая энергоемкость процесса ввиду использования криогенных температур и нагнетания давления до 100 бар;

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.

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:

необходимость адаптации режима работы дополнительной ректификационной колонны к изменениям содержания метанола в очищаемом природном газе;

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.

Известен также наиболее близкий к заявляемому изобретению способ удаления по меньшей мере одного из CO2 и H2S, содержащихся в газе, включающий в себя:

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;

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:

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;

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

Целесообразно отпаренную воду из дополнительной отпарной ректификационной колонны подавать на смешение с регенерированным абсорбентом для снижения потребности в свежей деминерализованной воде.

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.

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.

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.

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.

На фигуре представлена одна из возможных принципиальных схем установки для реализации заявляемого изобретения с использованием следующих обозначений:

101 - абсорбер;

102 - колонна регенерации амина;

201 - емкость подготовки водного раствора амина;

202 - экспанзер;

203 - рефлюксная емкость колонны регенерации амина;

301 - кипятильник;

302 - рекуперативный теплообменник;

303, 304 - холодильник;

401, 402, 403- насос;

501, 502- клапан;

1-23 - трубопроводы.

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.

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.

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).

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.

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.

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.

В верхнюю часть абсорбера 101 по трубопроводу 3 также подают свежую деминерализованную воду со стороны для компенсации ее потерь с очищенным природным газом.

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.

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.

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.

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.

Таким образом, заявляемое изобретение позволяет регулировать глубину очистки газа без существенного изменения тепловой и материальной нагрузки на основные аппараты для реализации процесса.

1. Способ очистки природного газа от примесей диоксида углерода и метанола, включающий 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, отличающийся тем, что 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.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что первую часть потока кислой воды из рефлюксной ёмкости колонны регенерации амина отводят на утилизацию.

3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что свежую деминерализованную воду подают для разбавления регенерированного абсорбента.

4. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что свежую деминерализованную воду подают в колонну регенерации амина.

5. Способ по любому из пп. 1-4, отличающийся тем, что отвод первой части потока кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина и подачу свежей деминерализованной воды осуществляют периодически.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что первую часть потока кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина отводят на отпарку метанола в дополнительную отпарную ректификационную колонну.

7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что отпаренную воду из дополнительной отпарной ректификационной колонны подают на смешение с регенерированным абсорбентом.

8. Способ по п. 6, отличающийся тем, что отпаренную воду из дополнительной отпарной ректификационной колонны подают в колонну регенерации амина.

9. Способ по любому из пп. 6-8, отличающийся тем, что отвод первой части потока кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина и подачу отпаренной воды из дополнительной отпарной ректификационной колонны осуществляют периодически.

10. Способ по п. 9, отличающийся тем, что при периодической работе дополнительной отпарной ректификационной колонны первую часть потока кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина отводят через дополнительную буферную емкость.

11. Способ по п. 9, отличающийся тем, что при периодической работе дополнительной отпарной ректификационной колонны предусматривают подачу свежей деминерализованной воды из дополнительной буферной емкости.

12. Способ по п. 1, отличающийся тем, что кислый газ из рефлюксной емкости колонны регенерации амина направляют на термическое и/или каталитическое окисление.

13. Способ по п. 12, отличающийся тем, что в трубопровод поступающего на окисление кислого газа отводят первую часть потока кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина.



 

Похожие патенты:

Настоящее изобретение относится к ингибиторам гидратообразования и коррозии на основе полиуретанов формулы I, включая изомеры: ,где сумма n, m, x и p представляет собой число, достаточное для получения средней молекулярной массы 4 кДа. Данные ингибиторы могут найти применение в нефтегазовой отрасли в процессах добычи, подготовки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов и коррозии.

Настоящее изобретение относится к ингибиторам гидратообразования и коррозии на основе полиуретанов формулы I, включая изомеры: ,где сумма n, m, x и p представляет собой число, достаточное для получения средней молекулярной массы 4 кДа. Данные ингибиторы могут найти применение в нефтегазовой отрасли в процессах добычи, подготовки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов и коррозии.

Изобретение относится к способу получения блочного композитного материала для аккумулирования газов. Способ включает смешение компонентов со связующим, формование получаемой смеси в блоки и их последующую сушку.

Изобретение относится к способу (100) получения сжиженного природного газа с использованием сырьевой смеси, которая содержит метан, один или более компонентов, кипящих при более низкой температуре, чем метан, и один или более углеводородов, кипящих при более высокой температуре, чем метан. Углеводороды, кипящие при более высокой температуре, чем метан, имеют температуру замерзания выше -50 °C.

Изобретение относится к области формирования структуры производства по подготовке и переработке попутного и природного газа и может быть использовано на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. Блочно-модульный мобильный автономный малотоннажный комплекс подготовки и переработки попутного и природного газа используется при расконсервации эксплуатационных и разведочных скважин, подключается к одной или кусту близрасположенных расконсервируемых скважин, состоит из технологических аппаратов и устройств, установленных на движущихся платформах, при этом технологические аппараты объединены в отдельные блоки, обеспечивающие реализацию конкретной технологической задачи, выбранные из группы: А-1 - блок учета параметров и расхода исходного углеводородного газа; А-2 - блок лабораторных анализов углеводородного газа; А-3 - блок механической очистки углеводородного газа от механических примесей; А-4 - блок гидромеханической очистки углеводородного газа от воды; А-5 - блок разделения углеводородного газа и жидких углеводородов; Б-1 - блок мембранного выделения гелия из углеводородного газа; Б-2 - блок абсорбционной очистки углеводородного газа от сероводорода и диоксида углерода; Б-3 - блок регенерации абсорбента; Б-4 - блок рекуперативных теплообменников; Б-5 - блок аппаратов воздушного охлаждения; В-1 - блок электрогенераторов с приводом от двигателей внутреннего сгорания; В-2 - блок генераторов водяного пара с подводом энергии от сгорания углеводородного газа; В-3 - блок генератора газа регенерации адсорбентов с подводом энергии от сгорания углеводородного газа; Г-1 - блок адсорберов, обеспечивающих глубокую осушку природного газа; Г-2 - блок компрессоров, обеспечивающих принцип многоступенчатого сжатия хладагента; Г-3 - блок компрессоров, обеспечивающих принцип многоступенчатого сжатия углеводородного газа; Г-4 - блок холодильников, обеспечивающих глубокое охлаждение углеводородного газа хладагентом; Г-5 - блок детандеров, обеспечивающих глубокое охлаждение природного газа; Д-1 - блок фракционирования, обеспечивающий отделение широкой фракции легких углеводородов от углеводородного газа; Д-2 - блок криогенной ректификационной колонны, обеспечивающей производство сжиженного природного газа; Е-1 - блок емкостей для реагентов; Е-2 - блок резервуаров для хранения жидких товарных продуктов; Е-3 - блок резервуаров для хранения газообразных товарных продуктов; Е-4 - блок резервуаров для хранения собранной нефти или газового конденсата; Е-5 - блок хранения монтажных трубопроводов; Е-6 - блок ремонтной мастерской; Ж-1 - блок управления комплексом с компьютерным рабочим местом; Ж-2 -санитарно-бытовой блок; при этом отдельные блоки необходимых типоразмеров могут быть объединены в модули, размещаемые на общих для модуля движущихся платформах, состав блоков и модулей подбирается в зависимости от специфических свойств углеводородного газа.

Изобретение относится к способам селективного удаления диоксида углерода и сероводорода из метансодержащих газовых смесей гибридным методом мембранно-абсорбционного газоразделения и может быть использовано в газовой, нефтяной и других отраслях химической промышленности. Способ селективного удаления диоксида углерода и сероводорода из метансодержащих газовых смесей, состоящий из мембранно-абсорбционного модуля для газоразделения высокого давления, где процесс удаления диоксида углерода и сероводорода проводится в объеме одного массообменного аппарата, подача питающей газовой смеси осуществляется в мембранно-абсорбционный модуль при абсолютном давлении 5 бар в жидкий абсорбент, находящийся на поверхности непористой мембраны с селективным слоем, при этом удаление диоксида углерода и сероводорода из метансодержащих газовых смесей и регенерация абсорбента происходит без дополнительных энергозатрат в результате создания движущей силы за счет градиента давления и последующей десорбции растворенного газа и его дальнейшего переноса через мембрану.

Предложен модуль для завода по переработке природного газа, имеющий высокую степень интеграции оборудования, а также имеющий прочность в соответствии с риском. Модуль (M) для завода по переработке природного газа включает в себя: сооружение (30), вмещающее группу оборудования (6), образующую часть завода по переработке природного газа; и здание (50), вмещающее по меньшей мере одно из устройства электропитания или устройства вывода информации управления.

Изобретение относится к извлечению газоконденсаторных жидкостей. Способ извлечения газоконденсатных жидкостей (NGL), включающий: введение подаваемого потока природного газа в основной теплообменник, в котором подаваемый поток охлаждается и частично конденсируется, введение частично конденсированного подаваемого потока в холодный газожидкостный сепаратор, в котором частично конденсированный подаваемый поток разделяется на жидкую фракцию и газообразную фракцию, введение жидкой фракции в разделительную или ректификационную колонну, разделение газообразной фракции на первую часть и вторую часть, охлаждение первой части газообразной фракции в верхнем теплообменнике путем косвенного теплообмена с потоком верхнего газообразного продукта, отводимым из верхней части разделительной или ректификационной колонны, и введение охлажденной и частично конденсированной первой части газообразной фракции в разделительную или ректификационную колонну в точке, расположенной выше точки введения жидкой фракции в разделительную или ректификационную колонну, расширение второй части газообразной фракции и введение расширенной второй части газообразной фракции в разделительную или ректификационную колонну в точке, расположенной выше точки введения жидкой фракции в разделительную или ректификационную колонну, отведение потока жидкого продукта C2+ или C3+ (NGL) из нижней части разделительной или ректификационной колонны, отведение потока верхнего газообразного продукта из верхней части разделительной или ректификационной колонны, причем поток верхнего газообразного продукта обогащают метаном, использование потока верхнего газообразного продукта в качестве охлаждающей среды в верхнем теплообменнике и затем в основном теплообменнике, сжатие потока верхнего газообразного продукта в компрессорном агрегате остаточного газа с получением потока остаточного газа под давлением, расширение части потока остаточного газа под давлением и использование расширенного остаточного газа в качестве охлаждающей среды в верхнем теплообменнике и в основном теплообменнике, и сжатие расширенного остаточного газа, используемого в качестве охлаждающей среды, с образованием потока сжатого остаточного газа, а затем объединение потока сжатого остаточного газа с потоком верхнего газообразного продукта выше по потоку от компрессорного агрегата остаточного газа.

Изобретение относится к области неорганической химии, а именно к разделению компонентов природного газа газогидратной кристаллизацией, и может быть использовано для удаления диоксида углерода из природного газа. Способ удаления диоксида углерода из природного газа включает образование газовых гидратов диоксида углерода при давлении от 2.0 до 8.0 МПа и температуре от 273 до 278 K и последующее их разложение с образованием концентрата диоксида углерода.

Изобретение относится к области переработки углеводородных газов с их очисткой от кислых компонентов и меркаптанов и извлечением целевых фракций, товарного и топливного газов, а именно, к способам переработки газа регенерации цеолитов, и может быть использовано на газоперерабатывающих предприятиях. Способ переработки газа регенерации цеолитов, содержащего меркаптаны (RSH) и сероводород (H2S), в период остановки на плановый предупредительный ремонт технологических установок аминовой очистки и осушки газа включает частичное сжигание газа регенерации цеолитов на факелах высокого давления.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может найти применение при добыче и транспортировке нефти с высоким газовым фактором без её разгазирования посредством намеренного получения газовых гидратов и создания контролируемого потока гидрат-содержащей нефти. Изобретение касается способа транспортировки нефти с высоким газовым фактором с использованием контролируемого потока гидратов, в котором рассчитывают равновесное условие гидратообразования с помощью компьютерной программы; сравнивают рассчитанное равновесное условие гидратообразования с условием транспортировки нефти с высоким газовым фактором; подбирают степень смещения температуры, необходимую для расширения области стабильности гидрата по всему градиенту Р,Т-условий транспортировки нефти; подбирают подходящий термодинамический промотор гидратообразования, в том числе его концентрацию для подобранной степени смещения температуры; добавляют подобранный термодинамический промотор гидратообразования для смещения равновесной температуры; добавляют кинетический промотор гидратообразования для ускорения образования газовых гидратов; при необходимости добавляют антиагломерант для предотвращения агломерации частиц гидрата.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2022-05-19 2022-11-23T12:40:51
Наверх