EA009563B1 - Удаление загрязнителей из природного газа с помощью охлаждения - Google Patents

Удаление загрязнителей из природного газа с помощью охлаждения Download PDF

Info

Publication number
EA009563B1
EA009563B1 EA200601957A EA200601957A EA009563B1 EA 009563 B1 EA009563 B1 EA 009563B1 EA 200601957 A EA200601957 A EA 200601957A EA 200601957 A EA200601957 A EA 200601957A EA 009563 B1 EA009563 B1 EA 009563B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
natural gas
liquid
tank
stream
gas
Prior art date
Application number
EA200601957A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200601957A1 (ru
Inventor
Роберт Эймин
Каспер Крейно Гротёйс
Original Assignee
Вудсайд Энерджи Лимитед
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=30005234&utm_source=***_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=EA009563(B1) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Вудсайд Энерджи Лимитед filed Critical Вудсайд Энерджи Лимитед
Publication of EA200601957A1 publication Critical patent/EA200601957A1/ru
Publication of EA009563B1 publication Critical patent/EA009563B1/ru

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/06—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation
    • F25J3/0605—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation characterised by the feed stream
    • F25J3/061—Natural gas or substitute natural gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/06—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation
    • F25J3/063—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation characterised by the separated product stream
    • F25J3/0635—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/06—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation
    • F25J3/063—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation characterised by the separated product stream
    • F25J3/067—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation characterised by the separated product stream separation of carbon dioxide
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/20—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using solidification of components
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/30—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using a washing, e.g. "scrubbing" or bubble column for purification purposes
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2215/00—Processes characterised by the type or other details of the product stream
    • F25J2215/04—Recovery of liquid products
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/66—Separating acid gases, e.g. CO2, SO2, H2S or RSH
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/68—Separating water or hydrates
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/02—Recycle of a stream in general, e.g. a by-pass stream
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Industrial Gases (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

Способ удаления загрязнителей из потока сырого природного газа, содержащего воду и кислые вещества, включает стадии охлаждения потока сырого природного газа в первой емкости (12) до первой рабочей температуры, при которой образуются гидраты, и отвода из первой емкости (12) потока обезвоженного газа (34); охлаждения обезвоженного газа во второй емкости (14) до второй рабочей температуры, при которой из кислых веществ образуются твердые материалы или при которой кислые вещества растворяются в какой-либо жидкости; отвода из второй емкости (14) потока обезвоженного и умягченного газа (62).

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу и установке для удаления загрязнителя из потока сырого природного газа путем образования из загрязнителя твердого материала и последующего расплавления этого твердого материала.
Поскольку загрязнителем является вода, настоящее изобретение относится, в частности, хотя и не исключительно, к способу и установке для обезвоживания потока сырого природного газа.
Когда загрязнителем являются кислые вещества, например сероводород или диоксид углерода, настоящее изобретение относится, в частности, хотя и не исключительно, к способу и установке для «умягчения» потока сырого природного газа.
Настоящее изобретение, в частности, также относится, хотя и не исключительно, к способу и установке для последовательного обезвоживания и «умягчения» потока сырого природного газа.
Уровень техники
Природный газ из промышленных резервуаров или из резервуаров для хранения обычно содержит воду, а также другие вещества, которые в процессе сжижения при производстве сжиженного природного газа (ΚΝΟ) образуют твердые материалы. Обычно природный газ обезвоживается перед процессом сжижения. Вода удаляется с целью предотвращения образования гидрата, который образуется в трубопроводах и теплообменниках, расположенных перед емкостью для сжижения.
Если не удалять воду, твердые гидраты могут образоваться в системе труб, теплообменниках и/или емкости для сжижения. Гидраты представляют собой устойчивые твердые материалы, включающие воду и природный газ, и по внешнему виду напоминают лед с природным газом внутри кристаллической решетки гидрата.
В историческом аспекте образование гидратов природного газа рассматривалось как нежелательный факт, который необходимо избежать. Однако были разработаны способы, способствующие образованию гидрата природного газа, например международные патентные заявки № 01/00755 и № 01/12758. В первой из этих международных патентных заявок описан способ и устройство, с помощью которых природный газ смешивают с водой в присутствии агента, способного понижать поверхностное натяжение на границе раздела природный газ-вода с целью облегчения образования гидрата природного газа. Во второй из этих международных патентных заявок описана промышленная установка, включающая закрученный по спирали проток, обеспечивающий смешение воды с природным газом на первой стадии перед понижением температуры с целью образования гидрата природного газа.
Известные в технике способы обезвоживания потоков сырого природного газа включают поглощение воды в гликоле или адсорбцию воды твердым материалом типа гидратированного оксида алюминия, силикагелей, силикаалюмогелей и молекулярных сит.
Природный газ обычно содержит также кислые вещества, такие как сероводород (Н2§) и диоксид углерода (СО2). Такой природный газ квалифицируется как «кислый газ». После удаления Н2§ и СО2 из потока сырого природного газа полученный газ квалифицируется как «мягкий». Термин «кислый газ» применяется в отношении природного газа, включающего Н2§, из-за неприятного запаха, который распространяется от неумягченного газа даже при низких концентрациях. Н2§ является загрязнителем природного газа, который необходимо удалять для соответствия общепринятым требованиям, так как Н2§ и продукты его сгорания (диоксид серы и триоксид серы) также являются токсичными. Кроме того, Н2§ проявляет коррозионную активность по отношению к большинству металлов, обычно используемых в газовых трубопроводах, вследствие чего переработка и операции с кислым газом могут привести к преждевременному выходу из строя таких систем.
Наряду с обезвоживанием в технике известны и способы умягчения. Такие способы обычно включают адсорбцию с использованием методов адсорбции на твердых материалах или абсорбцию с использованием аминных процессов, молекулярных сит и т.п. Существующие способы обезвоживания и умягчения являются чрезвычайно сложными и дорогостоящими.
Раскрытие изобретения
Настоящее изобретение предлагает усовершенствование способа и установки, обсуждаемых в опубликованной международной патентной заявке № 03/062725.
С этой целью способ удаления загрязнителей из потока сырого природного газа, содержащего воду, согласно настоящему изобретению, включает стадии охлаждения потока сырого природного газа в первой емкости до первой рабочей температуры, при которой образуются гидраты, и удаления из первой емкости потока обезвоженного газа.
Существенным признаком способа настоящего изобретения является то, что гидраты образуют намеренно с целью удаления воды. Обычно же образование гидратов предотвращают.
Если поток сырого природного газа включает также кислые вещества, способ согласно настоящему изобретению соответственным образом включает дополнительные стадии охлаждения обезвоженного газа во второй емкости до второй рабочей температуры, при которой образуются твердые материалы из кислых веществ или при которой кислые вещества растворяются в какой-либо жидкости, и с последующим отводом из второй емкости потока обезвоженного и умягченного газа.
Термин «рабочая температура» используется в отношении температуры ниже температуры фазово
- 1 009563 го перехода «твердое тело-жидкость» для загрязнителя при данном рабочем давлении в первой или второй емкости.
В настоящей заявке потоком «теплой» жидкости может служить любой подходящий поток жидкости с температурой выше температуры фазового перехода «твердое тело-жидкость» для загрязнителя при данном рабочем давлении в первой или второй емкости. Поток теплой жидкости имеет, таким образом, температуру, которая достаточно высока для того, чтобы обеспечить плавление твердых материалов загрязнителей. Теплая жидкость может обеспечивать как полный перевод загрязнителя в раствор, так и неполный.
Краткое описание чертежей
Далее изобретение описывается более детально со ссылками на прилагаемые чертежи.
На фиг. 1 схематически представлена последовательность операций процесса первого воплощения изобретения;
на фиг. 2 - последовательность операций процесса еще одного воплощения изобретения.
Обратимся теперь к фиг. 1, на этой фигуре показана установка 10 для осуществления процесса в соответствии с настоящим изобретением. Установка 10 включает первую емкость 12. Загрязнителем, удаляемым в первой емкости 12, является вода и, таким образом, газ, выходящий из первой емкости 12, является сухим. В этом процессе удаляются также и тяжелые углеводороды и, таким образом, газовый поток, выходящий из первой емкости 12, имеет такое значение точки росы для углеводородов, которое определяется условиями первой емкости 12. Однако из-за образования гидратов точка росы для воды в газе, выходящем из первой емкости 12, ниже равновесной точки росы.
В воплощении способа, иллюстрируемого на фиг. 1, влажный сырой газ из устья скважины подается по трубопроводу 15 к первому отпарному резервуару 16, в котором от сырого газа отделяется конденсат. Давление и температура в первом отпарном резервуаре 16 обычно имеют порядок от 75 до 130 бар и от 25 до 40°С (примерно на 5-10°С выше температуры образования гидрата). Жидкий поток конденсата, выходящий из первого отпарного резервуара 16 по трубопроводу 17, является «теплой жидкостью», в соответствии с приведенным выше определением. Конденсат состоит из жидких углеводородов, которые образуются вместе с природным газом. Газовый поток, отделенный от влажного сырого кислого газа в первом отпарном резервуаре 16, поступает в первую емкость 12 через ввод 20 для потока влажного сырого кислого газа. Для охлаждения влажного кислого газа может быть использован промежуточный теплообменник 22 между первым отпарным резервуаром 16 и первой емкостью 12. Промежуточный теплообменник 22 снижает температуру влажного кислого газа до температуры, несколько превышающей температуру образования гидрата при данном давлении в потоке сырья. Температура образования гидрата для данного давления в потоке сырья является максимальным значением первой рабочей температуры, т.е. рабочей температуры в первой емкости 12.
Поток влажного газового сырья, подаваемый в первую емкость 12, расширяется с помощью вентиля Джоуля-Томпсона 24 или другого подходящего расширяющего средства типа турбоэкспандера с целью дополнительного охлаждения потока при его поступлении в первую емкость 12. Вентиль ДжоуляТомпсона 24 может альтернативным образом выполнять роль ввода 20 в первую емкость 12. При расширении потока влажного кислого газового сырья в первую емкость 12 давление и температура внутри емкости 12 создают возможность для образования гидратов. Требуемая степень охлаждения обеспечивается степенью расширения потока влажного кислого газового сырья с помощью вентиля Джоуля-Томпсона 24.
Первую рабочую температуру и давление в первой емкости 12 поддерживают на уровне, при котором образуются гидраты. Поток природного газового сырья, входящий в первую емкость 12, расположенную после вентиля Джоуля-Томпсона 24, имеет первую рабочую температуру.
Если поток природного газового сырья содержит также кислые вещества, первая рабочая температура, до которой сырой газ охлаждается в первой емкости 12, лежит ниже температуры, при которой образуются гидраты, но выше температуры, при которой образуются твердые материалы из кислых веществ, таких как Н2§ и СО2. Это делается с целью образования в первой емкости 12 гидратов и предупреждения образования твердых материалов из кислых веществ.
Сухой кислый газ выходит из первой емкости 12 через вывод для сухого кислого газа 34. Как правило, выходящий из первой емкости 12 сухой кислый газ имеет номинальное давление на 10-30 бар ниже давления в области до расширяющего устройства 24 и температуру на 10-25°С ниже температуры в области непосредственно перед расширяющим устройством 24. Термин «сухой газ» используется для обозначения безводного газа.
Содержащий гидрат жидкий поток выводится из первой емкости 12 через вывод для водного конденсата 28 и направляется по трубопроводу 29 в сепаратор 30. От конденсата отделяют воду в водноконденсатном сепараторе 30. Такой сепаратор представляет собой, например, разделенный перегородками блок гравитационного разделения. Поскольку вода тяжелее конденсата, могут быть использованы любые подходящие способы гравитационного разделения. Отделенный конденсат отводится по трубопроводу 31, а отделенная вода отводится по трубопроводу 33.
Поток сырого природного газа, поступающий в первую емкость 12, охлаждается до первой рабочей
- 2 009563 температуры. Альтернативным образом, поток сырого природного газа может охлаждаться с помощью одного или более орошений охлажденной жидкостью, вводимой через ввод 26 для охлажденной жидкости. В еще одном альтернативном воплощении поток сырого природного газа охлаждается как с помощью вентиля Джоуля-Томпсона 24, так и охлажденной жидкостью, подаваемой через ввод 26. В случае охлаждения орошением поток сырого природного газа может поступать в первую емкость 12 при температуре, которая равна или превышает температуру образования гидрата.
Ввод 26 для охлажденной жидкости следует располагать в первой емкости 12 над вводом 20 для потока влажного сырого кислого газа. В иллюстрируемом воплощении ввод 26 для охлажденной жидкости представляет собой множество распылительных сопел. В частном случае охлажденной жидкостью является конденсат, выводимый из процесса в виде рецикла и распыляемый в первую емкость 12. Орошение применяют с целью увеличения до максимума поверхности контакта охлажденной жидкости и газа и, таким образом, охлаждающего эффекта контактирования охлажденной жидкости с влажным кислым газом.
Сухой кислый газ при давлении на 10-30 бар ниже давления в области до (по ходу процесса) распылительного устройства 24 и при рабочей температуре первой емкости 12 направляется через второй теплообменник 36 по трубопроводу 35 ко второму отпарному резервуару 40. Газ охлаждается во втором теплообменнике 36 с образованием двухфазной смеси газа и конденсата при температуре выше -56°С. Может производиться и дополнительное охлаждение (не показано) путем непрямого теплообмена с хладагентом, циркулирующим во внешнем охладительном контуре, например в пропановом охладительном контуре. Во втором отпарном резервуаре 40 конденсат отделяется от потока сухого кислого газа. Жидкий поток выходит из второго отпарного резервуара 40 через вывод для жидкости 42 и охлаждается в достаточной степени для удовлетворения требований к охлажденной жидкости, которая может подаваться к вводу 26 для переохлажденной жидкости первой емкости 12. Охлажденная жидкость подается по трубопроводу 43, оборудованному насосом 44, к вводу 26 для охлажденной жидкости.
Сухой кислый газ выходит из второго отпарного резервуара 40 через вывод для газа 47 и подается по трубопроводу 45 к промежуточному теплообменнику 33 и оттуда к потребителю (не показан).
Как было указано ранее, настоящее изобретение относится к обезвоживанию природного газа путем образования гидратов. Чтобы предотвратить засорение гидратами вывода 28 и трубопровода 29, конденсат, находящийся в нижней части первой емкости 12, предпочтительно нагревать. Это удобно производить, вводя теплую жидкость в первую емкость 12 ниже уровня, на котором вводится поток сырья.
Часть потока теплого конденсата, отделенного в первом отпарном резервуаре 16, подается через трубопровод 17 и ввод 18 к первой емкости 12. Теплый конденсат является в достаточной степени теплым для сжижения гидрата, образовавшегося в первой области первой емкости 12. По мере плавления гидратов газ, захваченный гидратной решеткой, освобождается и вода переходит в раствор конденсата. Наряду с этим по крайней мере часть конденсата, отделенного в сепараторе «вода/конденсат» 30, может рециркулировать для использования в качестве теплой жидкости, применяемой для нагрева твердых замерзших веществ в первой емкости 12, по трубопроводу 37 (после нагрева, не показано).
В случае присутствия в водно-конденсатном сепараторе газа последний может рециркулировать в первую емкость 12. Альтернативным образом или дополнительно к этому часть газа, отделенного в водно-конденсатном сепараторе 30, может рециркулировать к потоку влажного кислого газового сырья, поступающего в первую емкость 12 через ввод 20.
В качестве жидкости, которая впрыскивается в первую емкость через вводы 26, может быть с успехом использована жидкость природного газа, представляющая собой смесь С2, сжиженных компонентов нефтяного газа, С3, С4 и С5+-углеводородных компонентов.
Жидкость природного газа может быть также использована в качестве теплой жидкости, которая вводится в первую емкость через подвод 18.
Обратимся теперь к фиг. 2, демонстрирующей еще одно воплощение настоящего изобретения. В этом воплощении обезвоженный газ обрабатывается с удалением из него кислых компонентов. Способ обезвоживания обсуждается со ссылками на фиг. 1 и здесь повторяться не будет. Детали с теми же функциями, что и детали на фиг. 1, обозначены теми же номерами позиций.
Сухой кислый газ выходит из второго отпарного резервуара 40 через вывод для газа 47 и подается ко второй емкости 14 через ввод для газа 46. Как и в случае первой емкости 12, с целью дополнительного охлаждения газа вводимый во вторую емкость 14 сухой кислый газ может быть подвергнут расширению через вентиль Джоуля-Томпсона 48 или другое подходящее средство расширения типа турбоэкспандера. Как и для первой емкости 12, вентиль Джоуля-Томпсона может выполнять роль ввода для сухого кислого газа 46. Температура сухого газа, поступающего во вторую емкость 14, равна второй рабочей температуре. Вторая рабочая температура является максимальной температурой, при которой из кислых веществ образуются твердые материалы, или температура, при которой кислые вещества растворяются в какойлибо жидкости.
Газ, выходящий из второй емкости 14 через вывод 62, является обезвоженным и умягченным. Сухой умягченный газ обычно находится под давлением от 20 до 50 бар и при температуре не ниже -85°С. Этот конечный поток умягченного сухого газа обычно транспортируется к потребителю при температуре
- 3 009563 окружающей среды.
Конечный поток сухого умягченного газа может быть далее охлажден путем его расширения в расширительном устройстве 63, после чего охлажденный сухой умягченный газ используется в одном или более теплообменниках 38, 36 или 22 для охлаждения других одного или более технологических потоков в пределах установки 10. Следует отметить, что температура, до которой охлаждается сухой газ в теплообменнике 36, выше температуры, при которой образуются твердые материалы из кислых веществ при данном давлении в системе трубопроводов.
Через вывод 52 выводится жидкость, которая содержит кислые вещества. Сухой кислый газ охлаждается до второй рабочей температуры путем его расширения в вентиле Джоуля-Томпсона 48. Альтернативным образом, сухой кислый газ может быть охлажден с помощью одного или более орошений охлажденной жидкостью, подаваемой через ввод 49. В еще одном альтернативном воплощении поток сырого природного газа охлаждается как с помощью вентиля Джоуля-Томпсона 48, так и охлажденной жидкостью, подаваемой через ввод 49. В случае охлаждения орошением сухой газ поступает во вторую емкость 14 при температуре, которая равна или выше температуры, при которой образуются твердые вещества из кислых веществ, или температуры, при которой кислые вещества растворяются в какой-либо жидкости.
Ввод 49 для охлажденной жидкости следует располагать во второй емкости 14 выше ввода 46 для сухого кислого газа. В иллюстрируемом воплощении ввод 49 для охлажденной жидкости представляет собой множество распылительных сопел. Условия температуры и давления во второй емкости 14 регулируют таким образом, чтобы обеспечить образование твердых материалов из способных замерзать веществ. Для умягчения газа условия температуры и давления нуждаются лишь в такой регулировке, чтобы образовывались твердые материалы из сероводорода (Н2§) и диоксида углерода (СО2). Однако условия процесса во второй емкости достаточны для того, чтобы вызвать образование твердых материалов из способных к замерзанию других типов углеводородов, таких как бензол, толуол, этилбензол и ксилол.
Является приемлемым, если охлажденная жидкость представляет собой часть жидкости, проходящей по трубопроводу 43. С целью понижения температуры жидкость пропускается по трубопроводу 50 в теплообменник 38, где она охлаждается за счет непрямого теплообмена с сухим умягченным газом. Сухой умягченный газ после этого пропускается по трубопроводу 65 в теплообменник 36 для охлаждения сухого кислого газа из первой емкости 12. Затем сухой умягченный газ подается в промежуточный теплообменник 22 и оттуда потребителю (не показано).
В частности, установлено, что концентрация С2-С4-углеводородных компонентов в жидкости должна быть в пределах от 0,5 до 1,5 моль на 1 моль СО2 в сыром газе. Жидкость во второй емкости 14 распыляется в емкости через ввод 49. Таким образом, концентрация С2-С4-углеводородных компонентов в охлажденной жидкости должна быть в установленных пределах. Следует иметь в виду, что если концентрация С2-С4-углеводородных компонентов в жидком потоке в трубопроводе 50 слишком низка, к этому потоку могут быть добавлены дополнительные С2-С4-углеводородные компоненты.
Чтобы предотвратить забивку ввода 52 кислыми веществами, конденсат, находящийся в нижней части второй емкости 14, предпочтительно нагревать. Это удобно осуществлять при помощи теплой жидкости, которая подается через ввод для теплого конденсата 56 во вторую емкость 14 ниже уровня, на котором вводится поток сырья. Подходящей жидкостью является жидкость, проходящая по трубопроводу 50. Альтернативным образом, может быть также использована жидкость, проходящая по трубопроводу 31.
Возможна и дальнейшая оптимизация рассмотренных выше технологических схем с целью улучшения тепловой компоновки. Например, часть жидкого углеводородного потока, выходящего из второй емкости 14 через вывод 52, может рециркулировать к вводу 26 первой емкости 12. Для осуществления этого используется разделительная емкость (не показана), позволяющая отделить обогащенный кислыми веществами поток жидкости от рециркулирующего углеводородного потока.

Claims (14)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ удаления загрязнителей из потока сырого природного газа, содержащего воду, включающий стадии охлаждения потока сырого природного газа в первой емкости до первой рабочей температуры, при которой образуются гидраты, нагревания гидратов до температуры, которая выше первой рабочей температуры, путем введения теплой жидкости в первую емкость для плавления гидратов и высвобождения обезвоженного газа и содержащей воду жидкости и удаления из первой емкости потока обезвоженного газа.
  2. 2. Способ по п.1, характеризующийся тем, что теплой жидкостью является жидкость природного газа.
  3. 3. Способ по п.2, характеризующийся тем, что дополнительно включает стадию отделения жидкостей природного газа от потока сырого природного газа выше по потоку от первой емкости и использование отделенной жидкости природного газа в качестве теплой жидкости, вводимой в первую емкость
    - 4 009563 для плавления гидратов.
  4. 4. Способ по любому из пп.1-3, характеризующийся тем, что дополнительно включает стадию удаления содержащей воду жидкости из первой емкости и выделение жидкостей природного газа из содержащей воду жидкости.
  5. 5. Способ по п.4, характеризующийся тем, что жидкости природного газа, выделенные из содержащей воду жидкости, нагревают и используют повторно в качестве теплой жидкости, вводимой в первую емкость для плавления гидратов.
  6. 6. Способ по любому из пп.1-5, характеризующийся тем, что стадия охлаждения потока сырого природного газа в первой емкости до первой рабочей температуры включает введение потока сырого природного газа в первую емкость при температуре, которая ниже первой рабочей температуры.
  7. 7. Способ по любому из пп.1-5, характеризующийся тем, что стадия охлаждения потока сырого природного газа включает расширение потока сырого природного газа при прохождении через расширительное устройство.
  8. 8. Способ по любому из пп.1-5, характеризующийся тем, что стадия охлаждения потока сырого природного газа в первой емкости до первой рабочей температуры включает введение охлажденной жидкости в первую емкость в дополнение к введению потока сырого природного газа в первую емкость, причем охлажденная жидкость вводится при температуре, которая ниже первой рабочей температуры.
  9. 9. Способ по п.8, характеризующийся тем, что первая емкость содержит ввод для потока сырого природного газа, а охлажденная жидкость вводится через ввод для охлажденной жидкости, расположенный в первой емкости над вводом для потока сырого природного газа.
  10. 10. Способ по п.8 или 9, характеризующийся тем, что охлажденная жидкость распыляется внутрь первой емкости.
  11. 11. Способ по любому из пп.8-10, характеризующийся тем, что охлажденная жидкость является жидкостью природного газа.
  12. 12. Способ по п.11, характеризующийся тем, что дополнительно включает стадию охлаждения обезвоженного газа, удаленного из первой емкости, с образованием двухфазной смеси газа и конденсата при температуре выше -56°С и отделения конденсата из двухфазной смеси во второй испарительной емкости.
  13. 13. Способ по п.12, характеризующийся тем, что дополнительно включает стадию повторного использования отделенного конденсата из второй испарительной емкости в качестве охлажденной жидкости.
  14. 14. Способ по любому из пп.1-13, характеризующийся тем, поток сырого природного газа дополнительно содержит кислые газообразные вещества, а способ дополнительно включает стадию умягчения потока обезвоженного газа, удаленного из первой емкости, путем удаления кислых газообразных веществ.
EA200601957A 2003-02-07 2004-02-04 Удаление загрязнителей из природного газа с помощью охлаждения EA009563B1 (ru)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
AU2003900534A AU2003900534A0 (en) 2003-02-07 2003-02-07 Process and apparatus for removal of a contaminant from a natural gas feed stream

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200601957A1 EA200601957A1 (ru) 2007-02-27
EA009563B1 true EA009563B1 (ru) 2008-02-28

Family

ID=30005234

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200601957A EA009563B1 (ru) 2003-02-07 2004-02-04 Удаление загрязнителей из природного газа с помощью охлаждения
EA200501263A EA009248B1 (ru) 2003-02-07 2004-02-04 Удаление загрязнителей из природного газа с помощью охлаждения

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200501263A EA009248B1 (ru) 2003-02-07 2004-02-04 Удаление загрязнителей из природного газа с помощью охлаждения

Country Status (11)

Country Link
US (3) US7152431B2 (ru)
EP (2) EP1790927A3 (ru)
CN (2) CN1990836A (ru)
AU (3) AU2003900534A0 (ru)
CA (1) CA2515139A1 (ru)
EA (2) EA009563B1 (ru)
MY (1) MY138913A (ru)
NO (2) NO20054132L (ru)
OA (1) OA13101A (ru)
TW (2) TW200724835A (ru)
WO (1) WO2004070297A1 (ru)

Families Citing this family (80)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AU2003900534A0 (en) * 2003-02-07 2003-02-20 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process and apparatus for removal of a contaminant from a natural gas feed stream
FR2883769B1 (fr) * 2005-03-31 2007-06-08 Inst Francais Du Petrole Procede de pre-traitement d'un gaz acide
US7976613B2 (en) 2005-08-16 2011-07-12 Woodside Energy Limited Dehydration of natural gas in an underwater environment
WO2007030888A1 (en) * 2005-09-15 2007-03-22 Cool Energy Limited Process and apparatus for removal of sour species from a natural gas stream
US20100018248A1 (en) * 2007-01-19 2010-01-28 Eleanor R Fieler Controlled Freeze Zone Tower
US8312738B2 (en) 2007-01-19 2012-11-20 Exxonmobil Upstream Research Company Integrated controlled freeze zone (CFZ) tower and dividing wall (DWC) for enhanced hydrocarbon recovery
WO2008095258A1 (en) * 2007-02-09 2008-08-14 Cool Energy Limited Process and apparatus for depleting carbon dioxide content in a natural gas feedstream containing ethane and c3+ hydrocarbons
BRPI0906940A2 (pt) * 2008-01-11 2015-07-28 Shell Internacionale Res Mij B V Processo para remover contaminantes ácidos e hidrocarbonetos de uma corrente de alimentação gasosa, dispositivo, e, processo para liquefazer o gás natural.
AU2009253116B2 (en) * 2008-05-30 2012-10-11 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Producing purified hydrocarbon gas from a gas stream comprising hydrocarbons and acidic contaminants
WO2010023238A1 (en) * 2008-08-29 2010-03-04 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process and apparatus for removing gaseous contaminants from gas stream comprising gaseous contaminants
WO2010052299A1 (en) * 2008-11-06 2010-05-14 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removing gaseous contaminants from a feed gas stream comprising methane and gaseous contaminants
US20100107687A1 (en) * 2008-11-06 2010-05-06 Diki Andrian Process for removing gaseous contaminants from a feed gas stream comprising methane and gaseous contaminants
BRPI1006067A2 (pt) * 2009-01-08 2016-04-19 Shell Int Research processo para remover contaminantes gasosos a partir de uma corrente de gás de alimentação, dispositivo de separação criogênica, corrente de gás purificada, e, processo para liquefazer uma corrente de gás de alimentação.
AU2010204309A1 (en) * 2009-01-08 2011-07-14 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process and apparatus for separating a gaseous product from a feed stream comprising contaminants
CN102405275B (zh) 2009-04-20 2015-01-14 埃克森美孚上游研究公司 从烃气流中去除酸性气体的低温***和去除酸性气体的方法
WO2010125055A1 (en) 2009-04-29 2010-11-04 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Separation device for removing liquid from a mixture comprising a gas and a liquid
EP2255864A1 (en) * 2009-05-26 2010-12-01 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removing gaseous contaminants from a feed stream
EP2255863A1 (en) * 2009-05-26 2010-12-01 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removing gaseous contaminants from a liquid phase containing feed stream
WO2011026170A1 (en) * 2009-09-01 2011-03-10 Cool Energy Limited Process and apparatus for reducing the concentration of a sour species in a sour gas
AU2010307274B2 (en) 2009-09-09 2016-02-18 Exxonmobil Upstream Research Company Cryogenic system for removing acid gasses from a hydrocarbon gas stream
US8876960B2 (en) * 2009-09-16 2014-11-04 Chevron U.S.A Inc. Method and system for transporting and processing sour fluids
CA2786574C (en) 2010-01-22 2016-06-28 Exxonmobil Upstream Research Company Removal of acid gases from a gas stream, with co2 capture and sequestration
EA025708B1 (ru) 2010-02-03 2017-01-30 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Способ отделения способных затвердевать газовых компонентов от технологических газовых потоков с использованием холодной жидкости
EA021771B1 (ru) 2010-03-02 2015-08-31 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ получения потока газообразных углеводородов с малым содержанием загрязнений
US9068451B2 (en) 2010-03-11 2015-06-30 Sinvent As Treatment of produced hydrocarbon fluid containing water
MY164721A (en) 2010-07-30 2018-01-30 Exxonmobil Upstream Res Co Cryogenic systems for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream using co-current separation devices
EP2439255A1 (en) 2010-10-05 2012-04-11 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and system for producing a contaminant-depleted gas stream
US8899557B2 (en) 2011-03-16 2014-12-02 Exxonmobil Upstream Research Company In-line device for gas-liquid contacting, and gas processing facility employing co-current contactors
US10852060B2 (en) * 2011-04-08 2020-12-01 Pilot Energy Solutions, Llc Single-unit gas separation process having expanded, post-separation vent stream
DE102011084733A1 (de) * 2011-10-18 2013-04-18 Victoria Capital Investments Group LTD. Verfahren und Vorrichtung zur Entwässerung eines C02-haltigen Gases
WO2013142100A1 (en) 2012-03-21 2013-09-26 Exxonmobil Upstream Research Company Separating carbon dioxide and ethane from a mixed stream
US20130283852A1 (en) * 2012-04-26 2013-10-31 General Electric Company Method and systems for co2 separation
RU2636517C2 (ru) * 2012-06-15 2017-11-23 ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи Способ обработки сжиженных углеводородов с использованием 3-(амино)пропан-1,2-диольных соединений
PT2861698T (pt) 2012-06-15 2017-02-23 Dow Global Technologies Llc Resumo
BR112014029839A2 (pt) * 2012-06-15 2017-06-27 Dow Global Technologies Llc método para tratar hidrocarbonetos liquefeitos
RU2599582C2 (ru) * 2012-08-03 2016-10-10 Эр Продактс Энд Кемикалз, Инк. Удаление тяжелых углеводородов из потока природного газа
KR101847805B1 (ko) 2013-01-25 2018-04-12 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 가스 스트림과 액체 스트림의 접촉
AR096132A1 (es) 2013-05-09 2015-12-09 Exxonmobil Upstream Res Co Separar dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno de un flujo de gas natural con sistemas de co-corriente en contacto
AR096078A1 (es) 2013-05-09 2015-12-02 Exxonmobil Upstream Res Co Separación de impurezas de una corriente de gas usando un sistema de contacto en equicorriente orientado verticalmente
WO2014183165A1 (en) * 2013-05-13 2014-11-20 Refrigeration Engineering International Pty Limited Apparatus and process to condition natural gas for transportation
US20150033793A1 (en) * 2013-07-31 2015-02-05 Uop Llc Process for liquefaction of natural gas
CN103484185B (zh) * 2013-09-17 2015-02-25 常州大学 一种膜分离与水合物联合气体脱硫、脱酸装置及方法
US9562719B2 (en) 2013-12-06 2017-02-07 Exxonmobil Upstream Research Company Method of removing solids by modifying a liquid level in a distillation tower
CA2931409C (en) 2013-12-06 2017-08-01 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a spray assembly
CA2924695C (en) 2013-12-06 2018-10-02 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for separating a feed stream with a feed stream distribution mechanism
MX363766B (es) 2013-12-06 2019-04-02 Exxonmobil Upstream Res Co Metodo y dispositivo para separar hidrocarburos y contaminantes con un mecanismo de calentamiento para desestabilizar y/o prevenir la adhesion de solidos.
WO2015084499A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of modifying a liquid level during start-up operations
MY183946A (en) 2013-12-06 2021-03-17 Exxonmobil Upstream Res Co Method and system of dehydrating a feed stream processed in a distillation tower
US9752827B2 (en) 2013-12-06 2017-09-05 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of maintaining a liquid level in a distillation tower
US9874395B2 (en) 2013-12-06 2018-01-23 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for preventing accumulation of solids in a distillation tower
WO2015084496A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating a feed stream using radiation detectors
WO2016111765A2 (en) 2015-01-09 2016-07-14 Exxonmobil Upstream Research Company Separating impurities from a fluid steam using multiple co-current contactors
AU2016220515B2 (en) 2015-02-17 2019-02-28 Exxonmobil Upstream Research Company Inner surface features for co-current contactors
CN107208964B (zh) 2015-02-27 2020-06-19 埃克森美孚上游研究公司 减少进入低温蒸馏过程的进料物流的冷冻和脱水负荷
BR112017018077A2 (pt) 2015-03-13 2018-04-10 Exxonmobil Upstream Res Co coalescedor para contatores co-correntes
US9662609B2 (en) * 2015-04-14 2017-05-30 Uop Llc Processes for cooling a wet natural gas stream
US11300022B2 (en) * 2015-08-14 2022-04-12 Jayant Jatkar Method and system for processing exhaust gas
WO2017048346A1 (en) 2015-09-18 2017-03-23 Exxonmobil Upstream Research Company Heating component to reduce solidification in a cryogenic distillation system
AU2016327820B2 (en) 2015-09-24 2019-08-01 Exxonmobil Upstream Research Company Treatment plant for hydrocarbon gas having variable contaminant levels
CA3006860A1 (en) * 2015-12-03 2017-06-08 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of liquefying a co2 contaminated hydrocarbon-containing gas stream
US10323495B2 (en) 2016-03-30 2019-06-18 Exxonmobil Upstream Research Company Self-sourced reservoir fluid for enhanced oil recovery
AU2017326964B2 (en) 2016-09-14 2020-03-12 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for enhanced selective contaminant removal processes related thereto
CN106595219A (zh) * 2016-11-03 2017-04-26 天道新能源科技有限公司 一种利用液化空气供冷制取lng的***
CN106823443B (zh) * 2017-04-12 2022-09-30 中国石油大学(华东) 天然气中二氧化碳雪化分离器、分离***及分离方法
US20180328660A1 (en) * 2017-05-10 2018-11-15 Linde Aktiengesellschaft Methods for removing impurities from process gas streams
WO2018231347A1 (en) 2017-06-15 2018-12-20 Exxonmobil Upstream Research Company Fractionation system using compact co-current contacting systems
AU2018283902B9 (en) 2017-06-15 2021-08-05 Exxonmobil Upstream Research Company Fractionation system using bundler compact co-current contacting systems
CN110769917B (zh) 2017-06-20 2022-06-07 埃克森美孚上游研究公司 用于清除含硫化合物的紧凑的接触***和方法
EP3672711B1 (en) 2017-08-21 2021-09-22 ExxonMobil Upstream Research Company Integration of cold solvent and acid gas removal
AU2018380883A1 (en) 2017-12-07 2020-05-28 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of operating a liquefied natural gas production facility
US20200309450A1 (en) 2017-12-07 2020-10-01 Shell Oil Company Compact lng production train and method
CN108635989A (zh) * 2018-04-17 2018-10-12 盐城中自科技有限公司 一种清洗机外部的循环加热装置
WO2020005552A1 (en) 2018-06-29 2020-01-02 Exxonmobil Upstream Research Company Hybrid tray for introducing a low co2 feed stream into a distillation tower
US11378332B2 (en) 2018-06-29 2022-07-05 Exxonmobil Upstream Research Company Mixing and heat integration of melt tray liquids in a cryogenic distillation tower
US11377401B2 (en) 2018-08-10 2022-07-05 ExxonMobil Technology and Engineering Company Efficiency of a gas conditioning system via hydrate inhibitor injection
US11413571B2 (en) 2018-08-22 2022-08-16 Exxonmobil Upstream Research Company Removing impurities from a gas stream
WO2020106396A1 (en) 2018-11-19 2020-05-28 Exxonmobil Upstream Research Company Co-current gas absortion method and system with an enhanced absorbent
GB2587658B (en) * 2019-10-04 2022-03-16 Equinor Energy As Reduced pressure drop in wet gas pipelines by injection of condensate
CN111365942A (zh) * 2020-01-14 2020-07-03 中国石油工程建设有限公司北京设计分公司 油田伴生气的处理***、方法及计算机可读介质
CN113756758A (zh) * 2021-09-08 2021-12-07 上海海事大学 一种动力自给式天然气水合物开采与地质修复一体化***

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0665046A1 (fr) * 1993-12-23 1995-08-02 Institut Francais Du Petrole Procédé de prétraitement d'un gaz natural contenant de hydrogène sulfuré
FR2824492A1 (fr) * 2001-05-11 2002-11-15 Inst Francais Du Petrole Procede de pretraitement d'un gaz naturel contenant des composes acides
WO2003062725A1 (en) * 2002-01-18 2003-07-31 Curtin University Of Technology Process and device for production of lng by removal of freezable solids

Family Cites Families (36)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US112758A (en) * 1871-03-14 Improvement in landau carriages
US100755A (en) * 1870-03-15 Improvement in paper-making machinery
US581955A (en) * 1897-05-04 Ander mcgregor and norman mckay
US328059A (en) * 1885-10-13 parry
US665046A (en) * 1900-06-04 1901-01-01 Harrison S Bettes Non-refillable bottle.
US2818454A (en) * 1953-11-12 1957-12-31 Samuel A Wilson Dehydration of gaseous streams
US2820833A (en) * 1955-01-27 1958-01-21 Samuel A Wilson Dehydration of natural gas streams and cold separation units therefor
DE1017812B (de) * 1955-04-26 1957-10-17 Agfa Camera Werk Ag Photographisches Teleobjektiv
US2951347A (en) * 1956-04-04 1960-09-06 Black Sivalls & Bryson Inc Method of processing gas
US2943124A (en) * 1957-02-25 1960-06-28 Nat Tank Co Hydrocarbon hydrate separation process and separation unit therefor
US3014082A (en) * 1959-12-23 1961-12-19 Pure Oil Co Method and apparatus for purifying and dehydrating natural gas streams
US3105855A (en) * 1960-04-18 1963-10-01 Shell Oil Co Low-temperature dehydration of well fluids
US3062725A (en) * 1960-08-05 1962-11-06 United States Steel Corp Method of making tin plate
US3282059A (en) * 1964-01-21 1966-11-01 Chicago Bridge & Iron Co Method of purging heat exchangers of solidified impurities in the liquefaction of natural gas
GB1011453A (en) * 1964-01-23 1965-12-01 Conch Int Methane Ltd Process for liquefying natural gas
US3355902A (en) * 1964-05-11 1967-12-05 Pullman Inc Helium recovery process
US3312621A (en) * 1964-09-28 1967-04-04 Exxon Research Engineering Co Lubricants having a high viscosity index
US3537270A (en) * 1967-09-07 1970-11-03 Chevron Res Natural gas dehydration
US4147456A (en) * 1978-02-23 1979-04-03 Institute Of Gas Technology Storage of fuel gas
NO158058C (no) * 1978-07-17 1988-07-06 Dut Pty Ltd Fremgangsmaate for fremstilling av gassformede og kondenserte avvannede hydrokarbonprodukter ved metanoltilsetning, avkjoeling og separering.
DE3416519A1 (de) * 1983-05-20 1984-11-22 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verfahren und vorrichtung zur zerlegung eines gasgemisches
US4533372A (en) * 1983-12-23 1985-08-06 Exxon Production Research Co. Method and apparatus for separating carbon dioxide and other acid gases from methane by the use of distillation and a controlled freezing zone
NO301458B1 (no) * 1993-12-27 1997-11-03 Norsk Hydro As Rensing av naturgass
NO952241D0 (no) * 1995-06-07 1995-06-07 Jon Steinar Gudmundsson Framgangsmåte for transport og lagring av olje og gass
US5819555A (en) * 1995-09-08 1998-10-13 Engdahl; Gerald Removal of carbon dioxide from a feed stream by carbon dioxide solids separation
US5783082A (en) * 1995-11-03 1998-07-21 University Of North Carolina Cleaning process using carbon dioxide as a solvent and employing molecularly engineered surfactants
GB9601030D0 (en) * 1996-01-18 1996-03-20 British Gas Plc a method of producing gas hydrate
TW366409B (en) 1997-07-01 1999-08-11 Exxon Production Research Co Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component
WO1999001707A1 (en) * 1997-07-01 1999-01-14 Exxon Production Research Company Process for separating a multi-component gas stream containing at least one freezable component
AUPQ118899A0 (en) 1999-06-24 1999-07-22 Woodside Energy Limited Natural gas hydrate and method for producing same
AUPQ228399A0 (en) 1999-08-17 1999-09-09 Woodside Energy Limited Production plant
TW573112B (en) * 2001-01-31 2004-01-21 Exxonmobil Upstream Res Co Process of manufacturing pressurized liquid natural gas containing heavy hydrocarbons
CA2383283C (fr) * 2001-05-11 2010-09-07 Institut Francais Du Petrole Procede de pretraitement d'un gaz naturel contenant des composes acides
AU2002951005A0 (en) * 2002-08-27 2002-09-12 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of removing carbon dioxide fouling from cryogenic equipment
AU2003900534A0 (en) * 2003-02-07 2003-02-20 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process and apparatus for removal of a contaminant from a natural gas feed stream
US6946017B2 (en) * 2003-12-04 2005-09-20 Gas Technology Institute Process for separating carbon dioxide and methane

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0665046A1 (fr) * 1993-12-23 1995-08-02 Institut Francais Du Petrole Procédé de prétraitement d'un gaz natural contenant de hydrogène sulfuré
FR2824492A1 (fr) * 2001-05-11 2002-11-15 Inst Francais Du Petrole Procede de pretraitement d'un gaz naturel contenant des composes acides
WO2003062725A1 (en) * 2002-01-18 2003-07-31 Curtin University Of Technology Process and device for production of lng by removal of freezable solids

Also Published As

Publication number Publication date
AU2004209623A1 (en) 2004-08-19
EP1790927A3 (en) 2008-01-16
NO20054132L (no) 2005-10-11
AU2004209623B2 (en) 2007-07-12
EP1790927A2 (en) 2007-05-30
NO20065318L (no) 2005-10-11
CN1950657A (zh) 2007-04-18
US20040187686A1 (en) 2004-09-30
US20100024472A1 (en) 2010-02-04
EP1601918A1 (en) 2005-12-07
EA200601957A1 (ru) 2007-02-27
MY138913A (en) 2009-08-28
EA200501263A1 (ru) 2006-04-28
AU2004209623C1 (en) 2009-10-08
CA2515139A1 (en) 2004-08-19
TW200418563A (en) 2004-10-01
TWI334799B (en) 2010-12-21
US7152431B2 (en) 2006-12-26
CN1950657B (zh) 2010-06-16
EA009248B1 (ru) 2007-12-28
CN1990836A (zh) 2007-07-04
US20070056317A1 (en) 2007-03-15
AU2009251211A1 (en) 2010-01-28
AU2003900534A0 (en) 2003-02-20
WO2004070297A1 (en) 2004-08-19
OA13101A (en) 2006-11-10
NO20054132D0 (no) 2005-09-06
TW200724835A (en) 2007-07-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA009563B1 (ru) Удаление загрязнителей из природного газа с помощью охлаждения
AU2006291954B2 (en) Process and apparatus for removal of sour species from a natural gas stream
US20170122659A1 (en) Process and apparatus for sweetening and liquefying a gas stream
US8894758B2 (en) Gas treating method and apparatus
US20100281916A1 (en) Process for the purification of an hydrocarbon gas stream by freezing out and separating the solidified acidic contaminants
AU2008214557B2 (en) Method and apparatus for reducing additives in a hydrocarbon stream
AU2012261477B2 (en) Process for removing contaminants from natural gas
CA2569069A1 (en) Removing contaminants from natural gas by cooling
AU2013205631A1 (en) Process and apparatus for removal of sour species from a natural gas stream

Legal Events

Date Code Title Description
PC1A Registration of transfer to a eurasian application by force of assignment
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU