EA014132B1 - Способ получения очищенного природного газа - Google Patents

Способ получения очищенного природного газа Download PDF

Info

Publication number
EA014132B1
EA014132B1 EA200900590A EA200900590A EA014132B1 EA 014132 B1 EA014132 B1 EA 014132B1 EA 200900590 A EA200900590 A EA 200900590A EA 200900590 A EA200900590 A EA 200900590A EA 014132 B1 EA014132 B1 EA 014132B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
mercaptans
natural gas
enriched
fraction
optionally
Prior art date
Application number
EA200900590A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200900590A1 (ru
Inventor
Антониус Мария Деммерс
Сандер Карт
Адриан Йоханнес Кодде
Original Assignee
Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
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
Application filed by Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. filed Critical Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Publication of EA200900590A1 publication Critical patent/EA200900590A1/ru
Publication of EA014132B1 publication Critical patent/EA014132B1/ru

Links

Classifications

    • 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
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1487—Removing organic compounds
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
    • B01D53/75—Multi-step processes
    • 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
    • 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
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
    • 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
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream 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
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0238—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 2 carbon atoms 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
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0242—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 3 carbon atoms or more
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2251/00—Reactants
    • B01D2251/60—Inorganic bases or salts
    • B01D2251/604—Hydroxides
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2253/00—Adsorbents used in seperation treatment of gases and vapours
    • B01D2253/10—Inorganic adsorbents
    • B01D2253/106—Silica or silicates
    • B01D2253/108—Zeolites
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/306—Organic sulfur compounds, e.g. mercaptans
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/308—Carbonoxysulfide COS
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/80—Water
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2258/00—Sources of waste gases
    • B01D2258/06—Polluted air
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/02—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography
    • B01D53/04—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography with stationary adsorbents
    • 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
    • F25J2215/62—Ethane or ethylene
    • 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
    • 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
    • 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
    • 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
    • F25J2260/00—Coupling of processes or apparatus to other units; Integrated schemes
    • F25J2260/20—Integration in an installation for liquefying or solidifying a fluid stream
    • 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
    • F25J2260/00—Coupling of processes or apparatus to other units; Integrated schemes
    • F25J2260/60—Integration in an installation using hydrocarbons, e.g. for fuel 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
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/12—Particular process parameters like pressure, temperature, ratios

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Catalysts (AREA)

Abstract

Изобретение предоставляет способ получения очищенного природного газа, который включает в себя стадии расширения потока природного газа повышенного давления, содержащего по меньшей мере 4 об.ч./млн меркаптанов, и подачи полученного декомпримированного потока природного газа в первую разделительную колонну, в которой поток природного газа разделяется на газообразный головной поток, обогащенный метаном, и первую фракцию, обогащенную меркаптанами; выведения из первой разделительной колонны газообразного головного потока, обогащенного метаном, для того чтобы получить очищенный природный газ; выведения фракции, обогащенной меркаптанами, из разделительной колонны; удаления меркаптанов из первой фракции, обогащенной меркаптанами.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу получения очищенного природного газа. Обычно природный газ содержит, главным образом, метан и, кроме того, может содержать другие компоненты, такие как высшие углеводороды (например, этан, пропан, бутаны, пентаны), азот, диоксид углерода, сернистые примеси и ртуть. Количество и тип сернистых примесей могут изменяться. Обычными сернистыми примесями являются сероводород (Н28), меркаптаны (К.8Н) и карбонилсульфид (СО8).
Уровень техники
Способы получения очищенного природного газа обычно включают удаление загрязнений и соединений, отличающихся от метана, из исходного потока природного газа до низкого уровня, после чего полученный очищенный природный газ охлаждают с целью получения сжиженного природного газа (СПГ). Когда очищенный природный газ предназначается для охлаждения с получением сжиженного природного газа, требуется удалить диоксид углерода, воду и сернистые соединения.
Традиционный способ получения очищенного природного газа описан в работе Варианты интегрированной обработки кислых природных газов (1п1едга1ей Ттеайид ОрДоик £от 8оит Ыа1ига1 Оакек), представленной на конференции ОРЛ, 20-22 сентября 2006, автор Т.1. Вгок. В этом способе исходный поток природного газа поступает в установку удаления кислого газа, в которой удаляется диоксид углерода, а также часть меркаптанов. Полученный газовый поток поступает в установку с молекулярным ситом, где вода и меркаптаны удаляются до низкого уровня содержания. Газовый поток, выходящий из установки с молекулярным ситом, поступает в установку удаления ртути, в которой происходит удаление ртути. Газ, выходящий из установки удаления ртути, уже содержит очень мало загрязнений, особенно меркаптанов. Обычно количество меркаптанов в этом газовом потоке составляет менее 1 объемной части на миллион (об.ч./млн) для каждого типа меркаптановых соединений. Этот газовый поток поступает в разделительную колонну, где метан выделяется и выводится в виде газообразного головного потока и охлаждается с образованием СПГ. Остальную часть газового потока обрабатывают на стадиях дополнительной экстракции для того, чтобы выделить оставшиеся углеводороды.
Описанный выше способ имеет несколько недостатков.
Во-первых, в нем образуется слой молекулярного сита с поглощенными меркаптанами. Необходима операция удаления меркаптанов из слоя молекулярного сита, которую обычно проводят путем контактирования слоя молекулярного сита с продувочным газом. Полученный продувочный газ содержит меркаптаны, и с целью повторного использования его необходимо обрабатывать обычно с использованием технологической стадии адсорбции. Таким образом, общий процесс включает в себя много стадий.
Во-вторых, когда в исходном природном газе присутствуют значительные количества меркаптанов, необходимо использовать большие загрузки молекулярного сита. Использование таких больших загрузок адсорбционного молекулярного сита и сопутствующих стадий регенерации требует дополнительных капитальных затрат на оборудование и дополнительных мероприятий измерения.
В-третьих, удаление части меркаптанов в установке удаления кислого газа практически неизбежно будет приводить к одновременному поглощению ценных углеводородов.
Наконец, в общей схеме требуется удаление меркаптанов как в линии природного газа, так и в каждом потоке жидкого продукта (этана, пропана, бутана и бензина). Это связано с тем, что экстракция метана из потока природного газа (в деметанизаторе) приводит к увеличению концентрации остаточных меркаптанов в такой степени, что продукты фракционирования (этан, пропан, бутан и бензин) не соответствуют техническим условиям на продукт с учетом максимально допустимого количества сернистых примесей без дополнительного удаления меркаптанов (также называется очистка от активной серы). Таким образом, удаление меркаптанов необходимо выполнять на нескольких стадиях суммарного процесса.
Указанные выше проблемы отчасти преодолены в способе ожижения природного газа, содержащего меркаптаны, описанном в патенте США № 5659109. В этом способе меркаптаны сконцентрированы в дистиллятном потоке путем дистилляции потока природного газа в промывной колонне с флегмой, с последующим фракционированием остаточных потоков из промывной колонны с получением жидкого потока, содержащего пентан и высшие углеводороды, и одного или нескольких головных потоков, содержащих этан, пропан и бутан, и удаление меркаптанов по меньшей мере из одного из головных потоков с получением потока с малым содержанием меркаптанов. Недостатком способа, описанного в патенте США № 5659109, является то, что требуется рециркуляция жидкого потока в промывную колонну. Это приводит к увеличению диаметра колонны стадии фракционирования и к увеличению необходимых энергетических затрат на охлаждение. Более того, требуется более крупная установка для удаления меркаптанов. Другой недостаток заключается в том, что требуется до четырех отдельных блоков удаления меркаптанов для того, чтобы соответствовать техническим условиям на содержание серы во фракционированных продуктах. Проектирование и определение размера установок удаления меркаптанов (блоки очистки от активной серы) сильно зависят от заданной степени извлечения меркаптанов в различных потоках. Следовательно, общий проект сильно зависит от уровня и видообразования органических частиц серы, в том числе меркаптанов, в исходном потоке природного газа.
Следовательно, в этой области техники имеется потребность в упрощенном способе получения
- 1 014132 очищенного природного газа с пониженными капитальными затратами, причем без упомянутых недостатков.
С этой целью в изобретении разработан способ получения очищенного природного газа, который включает в себя стадии:
(a) расширения потока природного газа повышенного давления, содержащего по меньшей мере 4 об.ч./млн меркаптанов, и подачи полученного декомпримированного потока природного газа в первую разделительную колонну, в которой поток природного газа разделяется на газообразный головной поток, обогащенный метаном, и первую фракцию, обогащенную меркаптанами;
(b) выведения из первой разделительной колонны головного потока, обогащенного метаном, для того чтобы получить очищенный природный газ;
(c) выведения фракции, обогащенной меркаптанами, из разделительной колонны;
(к) необязательной подачи выведенной фракции, содержащей меркаптаны, во вторую разделительную колонну, в которой фракция, содержащая меркаптаны, разделяется на головной поток, обогащенный этаном, и вторую фракцию, обогащенную меркаптанами;
(е) удаления меркаптанов или из первой фракции, обогащенной меркаптанами, или из второй фракции, обогащенной меркаптанами.
В этом способе фракционированию предшествует расширение газа. Преимущество фракционирования при пониженном давлении заключается в том, что достигается лучшее разделение природного газа на различные углеводороды. Более того, за счет расширения газа достигается снижение температуры, что существенно облегчает извлечение С2+ углеводородов (этан и высшие), а также меркаптановых соединений в нижний поток. Таким образом, отсутствует потребность в дополнительном удалении меркаптанов на последующих стадиях способа.
До первой разделительной колонны не проводится специализированное удаление меркаптанов. Это сказывается на количестве меркаптанов в потоке природного газа, поступающего в первую разделительную колонну, по меньшей мере 4 об.ч./млн меркаптанов, что представляет собой значительное количество меркаптанов. Путем удаления меркаптанов после первой разделительной колонны отсутствует необходимость в дорогой и сложной установке с большим количеством молекулярных сит для удаления меркаптанов до первой разделительной колонны. Напротив, в этом случае удаление меркаптанов может быть осуществлено при относительно небольшой объемной скорости предпочтительно с использованием недорогого и простого способа, такого как обработка щелочью или гидроочистка. Кроме того, в способе не требуется регенерация продувочного газа, используемого для удаления меркаптанов из слоя молекулярного сита, содержащего меркаптаны.
В способах уровня техники обычно эту регенерацию проводят на стадии удаления кислого газа, что приводит к одновременному поглощению углеводородов. В предложенном способе устраняются дополнительные потери ценных углеводородов за счет одновременного поглощения на стадии удаления кислого газа из продувочного газа для молекулярного сита.
Можно понять, что количество меркаптанов в потоке природного газа, поступающего в разделительную колонну, может изменяться и будет зависеть от количества меркаптанов в сырьевом потоке природного газа, произведенном на месторождении природного газа. Обычно количество меркаптанов в потоке природного газа, поступающем в первую разделительную колонну, находится в диапазоне приблизительно от 4 об.ч./млн до 5 об.%, предпочтительно от 5 об.ч./млн до 5 об.%, более предпочтительно от 6 об.ч./млн до 5 об.%, еще более предпочтительно от 10 об.ч./млн до 5 об.% в расчете на суммарный поток природного газа, поступающий в первую разделительную колонну. Когда содержание меркаптанов находится в предпочтительном диапазоне, эффект снижения затрат за счет проведения удаления меркаптанов после разделительной колонны становится еще больше.
Целесообразно, чтобы поток природного газа, поступающий в разделительную колонну, имел пониженное содержание воды и пониженное содержание диоксида углерода. Предпочтительно поток природного газа, поступающий в разделительную колонну, содержит меньше чем 1 об.%, более предпочтительно меньше чем 50 об.ч./млн и еще более предпочтительно менее 10 об.ч./млн диоксида углерода, в расчете на суммарный поток природного газа, поступающий в первую разделительную колонну.
Необязательно поток природного газа, поступающий в первую разделительную колонну, содержит карбонилсульфид (СО8). Концентрация СО8, если он присутствует, обычно находится в диапазоне от 1 до 30, предпочтительно от 1 до 10 и более предпочтительно от 1 до 5 об.ч./млн в расчете на суммарный поток природного газа, поступающий в первую разделительную колонну.
Необязательно в потоке природного газа, поступающем в разделительную колонну, снижается содержание ртути предпочтительно до концентрации менее 10 нг на 1 м3 газа в стандартном состоянии ртути. Это особенно предпочтительно в случае, когда поток природного газа предназначается для производства сжиженного природного газа (СПГ).
Количество меркаптанов и других загрязнений в потоке природного газа, поступающем в первую разделительную колонну, переходит в повышенную концентрацию этих загрязнений в потоке после первой разделительной колонны. Таким образом, если не проведено удаление этих загрязнений до низкого уровня, то часто будет требоваться дополнительная обработка потока после первой разделительной ко
- 2 014132 лонны.
Поток природного газа повышенного давления, поступающий в разделительную колонну, имеет соответствующее давление в диапазоне от 30 до 75 абс. бар. На стадии (а) поток природного газа повышенного давления расширяется, что приводит к декомпримированному потоку природного газа. Можно понять, что степень расширения зависит от различных факторов, среди которых имеется состав природного газа и желательная концентрация загрязнений в очищенном природном газе. Не стремясь ограничить настоящее изобретение конкретным диапазоном, было установлено, что при перепаде давления между природным газом повышенного давления и декомпримированным природным газом по меньшей мере 10 абс. бар, предпочтительно по меньшей мере 15 абс. бар, более предпочтительно по меньшей мере 20 абс. бар достигается хорошее разделение. Первая разделительная колонна предпочтительно эксплуатируется под давлением в диапазоне от 20 до 60 абс. бар, предпочтительно от 20 до 40 абс. бар. Поток природного газа, поступающий в разделительную колонну, имеет соответствующую температуру в диапазоне от -85 до 0°С.
В первой разделительной колонне поток природного газа разделяется на газообразный головной поток, обогащенный метаном, и фракцию, обогащенную меркаптанами. Газообразный головной поток, обогащенный метаном, выводится из разделительной колонны, чтобы получить очищенный природный газ. Очищенный природный газ в последующем может быть переработан с использованием известных приемов. Например, очищенный природный газ может быть подвергнут каталитическому или некаталитическому сжиганию с целью генерирования электричества, тепла или энергии, может быть использован для конверсии в синтез-газ или может быть использован для собственного потребления.
Предпочтительно очищенный природный газ охлаждается с целью получения сжиженного природного газа (СПГ), как описано, например, в документах \¥О 99/60316 или 00/29797, которые включены в настоящее изобретение как ссылки. Следовательно, в настоящем изобретении также обеспечивается СПГ, образовавшийся путем охлаждения очищенного природного газа, полученного способом согласно изобретению.
Состав первой фракции, обогащенной меркаптанами и необязательно обогащенной СО8, может изменяться и будет зависеть, среди прочих факторов, от условий эксплуатации первой разделительной колонны. Предпочтительно первая фракция, обогащенная меркаптанами и необязательно обогащенная СО8, практически не содержит метана; это означает, что первая фракция, обогащенная меркаптанами и необязательно обогащенная СО8, содержит по большей мере 5 мол.%, предпочтительно по большей мере 1 мол.% метана.
Можно понять, что количество меркаптанов в первой фракции, обогащенной меркаптанами и необязательно обогащенной СО8, будет зависеть от количества меркаптанов в потоке природного газа, поступающем в первую разделительную колонну. Предпочтительно первая фракция, обогащенная меркаптанами и необязательно обогащенная СО8, содержит меркаптаны в диапазоне от 100 об.ч./млн до 5 об.%, более предпочтительно от 500 об.ч./млн до 5 об.%.
Количество карбонилсульфида в первой фракции, обогащенной меркаптанами и необязательно обогащенной СО8, если СО8 присутствует, обычно находится в диапазоне от 5 до 150, предпочтительно от 5 до 100 и более предпочтительно от 5 до 50 об.ч./млн в расчете на суммарную первую фракцию, обогащенную меркаптанами и необязательно обогащенную СО8.
Обычно концентрация диоксида углерода в первой фракции, обогащенной меркаптанами и необязательно обогащенной СО8, составляет менее 50 об.ч./млн.
В одном предпочтительном варианте осуществления первая фракция, обогащенная меркаптанами и необязательно обогащенная СО8, также обогащена углеводородами С2+. Ссылка в описании на углеводороды С2+ относится к углеводородам, имеющим 2 атома углерода или больше. Предпочтительно в первой фракции, обогащенной меркаптанами и необязательно обогащенной СО8, содержится по меньшей мере 30 мол.%, более предпочтительно по меньшей мере 60 мол.%, наиболее предпочтительно по меньшей мере 80 мол.% углеводородов С2+. В этом предпочтительном варианте осуществления удобно, чтобы первая разделительная колонна работала под давлением в диапазоне от 20 до 40 абс. бар, предпочтительно от 25 до 35 абс. бар.
Первая фракция, обогащенная меркаптанами и необязательно обогащенная СО8, выводится из разделительной колонны предпочтительно как донный поток.
В предпочтительном варианте осуществления выведенную первую фракцию, обогащенную меркаптанами и необязательно обогащенную СО8, обрабатывают на стадии удаления меркаптанов и необязательно СО8 с получением первой фракции, имеющей пониженное содержание меркаптанов и необязательно СО8. Затем эту первую фракцию с пониженным содержанием меркаптанов и необязательно СО8 подают во вторую разделительную колонну. В этой второй разделительной колонне первая фракция с пониженным содержанием меркаптанов и необязательно СО8 разделяется на второй газообразный головной поток и вторую фракцию с пониженным содержанием меркаптанов и необязательно СО8.
В этом предпочтительном варианте осуществления первая фракция, обогащенная меркаптанами и необязательно СО8, поступает во вторую разделительную колонну при температуре в диапазоне от 40 до 100°С и давлении в диапазоне от 10 до 40 абс. бар.
- 3 014132
Предпочтительно эта вторая фракция с пониженным содержанием меркаптанов практически не содержит этана; это означает, что вторая фракция с пониженным содержанием меркаптанов содержит по большей мере 5 мол.%, предпочтительно по большей мере 1 мол.% этана. Предпочтительно вторая фракция с пониженным содержанием меркаптанов обогащена углеводородами С3+. Ссылка в описании на углеводороды С3+ относится к углеводородам, имеющим 3 атома углерода или больше. Предпочтительно вторая фракция с пониженным содержанием меркаптанов содержит по меньшей мере 30 мол.%, более предпочтительно по меньшей мере 60 мол.%, наиболее предпочтительно по меньшей мере 80 мол.% углеводородов С3+. В этом предпочтительном варианте осуществления удобно, чтобы вторая разделительная колонна работала под давлением в диапазоне от 10 до 40 абс. бар, предпочтительно от 12 до 18 абс. бар. Вторую фракцию с пониженным содержанием меркаптанов и предпочтительно обогащенную углеводородами С3+ можно подвергать дополнительной обработке на стадии фракционирования, например, в третьей разделительной колонне, чтобы получить фракцию с пониженным содержанием меркаптанов и предпочтительно обогащенную углеводородами С4+. Ссылка в описании на С4+ углеводороды относится к углеводородам, имеющим 4 атома углерода или больше.
Удаление меркаптанов из выведенной первой фракции дает фракцию с пониженным содержанием меркаптанов, которая обогащена углеводородами С2+. Поэтому вторая фракция и все последующие фракции также будут содержать мало меркаптанов. Таким образом, необходимо обрабатывать только одну фракцию для того, чтобы удалить меркаптаны, причем не требуется специально удалять меркаптаны из последующих отдельных фракций.
Другим преимуществом удаления меркаптанов из выведенной первой фракции является то, что устраняется или снижается потребность в удалении меркаптанов на следующих стадиях процесса. Известно, что органические сернистые компоненты, присутствующие в типичном потоке природного газа, распределяются по различным потокам продукта в ходе фракционирования. Это подробно описано, например, в главе 8 (жидкая очистка от активной серы) книги ТМ. СатрЬе11 Кондиционирование и переработка газа (Сак Соибйюшид апб ргоееккшд), том 4: Обработка газа и извлечение серы. Таким образом, все потоки продуктов из установки извлечения природного газа и жидкости будут загрязнены меркаптанами в такой степени, что потребуется дополнительное удаление меркаптанов. За счет удаления меркаптанов из первой фракции устраняется или снижается потребность в удалении меркаптанов из потоков продукта.
В другом варианте осуществления первая фракция, обогащенная меркаптанами и необязательно обогащенная СО8, поступает во вторую разделительную колонну без удаления меркаптанов. В этом варианте осуществления во второй разделительной колонне первая фракция, обогащенная меркаптанами и необязательно обогащенная СО8, разделяется на газообразный второй головной поток, обогащенный этаном, и вторую фракцию, обогащенную меркаптанами. Вторую фракцию, обогащенную меркаптанами, выводят из второй разделительной колонны, предпочтительно в виде нижнего потока. Затем выведенную вторую фракцию, обогащенную меркаптанами, обрабатывают на стадии удаления меркаптанов. Удаление меркаптанов из второй фракции разделительной колонны, обогащенной меркаптанами, приводит к снижению содержания меркаптанов во второй фракции. При дополнительном фракционировании получают фракции с пониженным содержанием меркаптанов. В этом варианте осуществления обеспечивается дополнительное преимущество, поскольку осуществляется удаление меркаптанов из небольшой фракции. В случае, когда второй головной поток также содержит карбонилсульфид (СО8), предпочтительно второй головной поток обрабатывают на стадии удаления СО8.
Можно понять, что количество меркаптанов во второй фракции, обогащенной меркаптанами, будет зависеть от количества меркаптанов во фракции, поступающей в разделительную колонну. Предпочтительно вторая фракция, обогащенная меркаптанами, содержит меркаптаны в диапазоне от 150 об.ч./млн до 5,5 об.%, более предпочтительно от 550 об.ч./млн до 5,5 об.%.
Предпочтительно вторая фракция, обогащенная меркаптанами, практически не содержит этана; это означает, что вторая фракция, обогащенная меркаптанами, содержит по большей мере 5 мол.%, предпочтительно по большей мере 1 мол.% этана. Предпочтительно вторая фракция, обогащенная меркаптанами, также обогащена углеводородами С3+. Ссылка в описании на углеводороды С3+ относится к углеводородам, имеющим 3 атома углерода или больше. Предпочтительно вторая фракция, обогащенная меркаптанами, содержит по меньшей мере 30 мол.%, более предпочтительно по меньшей мере 60 мол.%, наиболее предпочтительно по меньшей мере 80 мол.% углеводородов С3+. В этом предпочтительном варианте осуществления удобно, чтобы вторая разделительная колонна работала под давлением в диапазоне от 10 до 40 абс. бар, предпочтительно от 12 до 18 абс. бар.
Можно понять, что настоящее изобретение также включает в себя вариант осуществления, в котором первая фракция, обогащенная меркаптанами и необязательно обогащенная СО8, разделяется на две части. Одну часть первой фракции, обогащенной меркаптанами и необязательно обогащенной СО8, обрабатывают, чтобы удалить меркаптаны до ее подачи во вторую разделительную колонну, тогда как оставшуюся часть первой фракции, обогащенной меркаптанами, подают непосредственно во вторую разделительную колонну.
Ссылка в описании на меркаптаны (К8Н) относится к алифатическим меркаптанам, особенно С, -С6
- 4 014132 меркаптанам, более конкретно к С1-С4 меркаптанам, ароматическим меркаптанам, особенно фенилмеркаптану, или к смесям алифатических и ароматических меркаптанов.
Конкретно изобретение включает удаление метилмеркаптана (В=метил), этилмеркаптана (В=этил), нормального и изопропилмеркаптана (В=н-пропил и изопропил) и изомеров бутилмеркаптана (В=бутил).
Предпочтительными являются два способа удаления меркаптанов. В первом способе удаления меркаптанов меркаптаны удаляют путем контактирования фракции, обогащенной меркаптанами, с раствором гидроксида, например гидроксидом натрия или гидроксидом калия или их смесью. Такой способ описан, например, в книге Β.Ν. Маббох и Э.Т Могдап Кондиционирование и переработка газа (Сак Сопбйюшпд аиб Ртосеккшд), том 4: Обработка газа и очистка от активной серы, СатрЬе11 Ре1то1еит 8епс5. №ттап, Ок1айота, 1998. Без связи с конкретной теорией о механизме удаления меркаптанов полагают, что образуются меркаптидные соединения и что по меньшей мере часть этих меркаптидных соединений превращается с образованием дисульфидных соединений по реакциям (1) и (2).
Β-8Η + Ν3θΗ^Β-8Να + Η2Ο(1)
4К-8№ + 2Н2О + О2~2К88К.+ 4ΝαΟΙΙ (2)
Кроме того, если присутствуют сероводород (Н28) и СО8, то они также превращаются по реакциям (3) и (4).
Η28+2Ν3ΟΗ~·Ν328 + 2Η2Ο(3)
СОЗ + Н2О «- СО2 + Н23(4)
Затем Νη28 и СО2 превращаются по реакциям (5) и (6).
2Νβ28 + Н2О + 2О2 <-* Να282Ο3 + 2МаОН (5)
СО2 + 2ПаОН Па2СО3 + Н2О(6)
Во втором способе удаления меркаптанов их удаляют путем контактирования фракции, обогащенной меркаптанами, с катализатором гидрообессеривания в присутствии водорода, чтобы получить сероводород. Целесообразно, чтобы этот процесс гидрообессеривания осуществлялся в установке гидрообессеривания, содержащей один или несколько слоев катализатора гидрообессеривания. Предпочтительны неподвижные слои катализатора гидрообессеривания, поскольку они обеспечивают относительно простую эксплуатацию и техническое обслуживание. В качестве альтернативы фракция, обогащенная меркаптанами, также может контактировать с катализатором гидрообессеривания в суспензионном реакторе.
В процессе гидрообессеривания меркаптаны (В8Н) каталитически превращаются в Н28 по реакции (7)
В8Н + Н2-* Н28 + КН (7) где В означает алкильную группу, предпочтительно выбранную из групп метил, этил, н-пропил, изопропил и бутил.
Полученный газообразный поток, обогащенный Н28, может быть подвергнут дальнейшей обработке с целью удаления Н28.
В качестве альтернативы поток, выходящий из установки гидрообессеривания, поступает в сепаратор с целью получения газового потока, обогащенного водородом, и потока, обогащенного Н28. Затем газообразный поток, обогащенный водородом, можно повторно использовать в процессе гидрообессеривания. Это сводит к минимуму количество водорода, присутствующего во втором углеводородном газовом потоке. Более того, относительно дорогой водород не выбрасывается.
Удобно проводить гидрообессеривание при температуре в диапазоне от 100 до 500°С, предпочтительно от 250 до 400°С, более предпочтительно от 280 до 350°С и еще более предпочтительно от 290 до 330°С.
Более глубокая степень превращения достигается в предпочтительном диапазоне температур.
Удобно проводить гидрообессеривание под давлением в диапазоне от 1 до 100 абс. бар, предпочтительно от 10 до 80 абс. бар, более предпочтительно от 20 до 80 абс. бар.
Может быть использован любой катализатор гидрообессеривания, известный из уровня техники. Типичный катализатор гидрообессеривания содержит гидрирующие металлы VIII группы и У1В группы, такие как кобальт-молибден, никель-молибден или никель-вольфрам, и необязательно носитель катализатора, например оксид алюминия, диоксид титана, диоксид кремния, диоксид циркония или их смеси. Предпочтительными являются оксид алюминия и алюмосиликат. Найдено, что эти катализаторы гидрообессеривания демонстрируют высокую активность при превращении меркаптанов в Н28. Предпочтительно катализатор гидрообессеривания содержит кобальт и молибден или вольфрам в качестве гидрирующих металлов, поскольку было установлено, что на таких катализаторах эффективно осуществляется превращение меркаптанов в первом газовом потоке.
В предпочтительном варианте осуществления поток природного газа, имеющий меркаптаны и пониженное содержание диоксида углерода, получают с использованием стадий:
(ί) контактирования сырьевого потока, содержащего природный газ, сероводород, диоксид углерода, воду, меркаптаны и необязательно СО8, с поглощающей жидкостью в установке удаления кислого газа с целью удаления сероводорода, диоксида углерода и необязательно СО8 и получения потока природного газа, содержащего воду и меркаптаны;
- 5 014132 (ίί) контактирования потока природного газа, полученного на стадии (ί), с цеолитным молекулярноситовым адсорбентом в установке удаления воды для того, чтобы получить поток природного газа, содержащего меркаптаны.
Предпочтительно сырьевой газовый поток содержит, главным образом, метан и может содержать различное количество углеводородов, имеющих больше одного атома углерода, таких как этан, пропан, бутаны и пентаны. Сырьевой газовый поток дополнительно может содержать другие неуглеводородные соединения, такие как азот и ртуть. Сырьевой газовый поток может содержать различное количество меркаптанов.
Ссылка в описании на установку удаления кислого газа относится к установке для обработки газа, в которой происходит удаление сероводорода, диоксида углерода и необязательно СО8. Удаление кислого газа достигается с использованием одного или нескольких составов растворителей на основе водного аминного растворителя. Основная часть Н28 и диоксида углерода переходит из сырьевого газового потока в растворитель. Это приводит к обогащению растворителя Н28 и диоксидом углерода. Обычно операцию удаления кислого газа проводят в непрерывном режиме, который также включает в себя регенерацию обогащенной поглощающей жидкости. Эту обогащенную поглощающую жидкость регенерируют путем передачи по меньшей мере части загрязнений в поток продувочного газа обычно при относительно низком давлении и высокой температуре. Предпочтительно обогащенная поглощающая жидкость контактирует с потоком продувочного газа в противотоке. В результате регенерации получают регенерированный газовый поток, обогащенный Н28 и диоксидом углерода.
Предпочтительно поглощающая жидкость представляет собой водный раствор, содержащий алифатический алканоламин и первичный или вторичный амин в качестве активатора. Подходящие алифатические алканоламины включают в себя третичные алканоламины, особенно триэтаноламин (ТЕА) и/или метилдиэтаноламин (МЭЕА). Подходящие активаторы включают в себя первичные или вторичные алканоламины, особенно термически, которые выбраны из группы пиперазина, метилпиперазина и морфолина. Предпочтительно поглощающая жидкость содержит алифатический алканоламин в диапазоне от 1,0 до 5 моль/л, более предпочтительно от 2,0 до 4,0 моль/л. Предпочтительно в качестве активатора поглощающая жидкость содержит первичный или вторичный амин в диапазоне от 0,5-2,0 моль/л, более предпочтительно от 0,5 до 1,5 моль/л. Особенно предпочтительной является поглощающая жидкость, содержащая МЭЕА и пиперазин. Наиболее предпочтительной является поглощающая жидкость, содержащая МЭЕА в диапазоне от 2,0 до 3,0 моль/л и от 0,8 до 1,1 моль/л пиперазина. Было установлено, что предпочтительные поглощающие жидкости осуществляют эффективное удаление диоксида углерода и сероводорода.
Поток природного газа, полученный на стадии (ί), контактирует с цеолитным молекулярно-ситовым адсорбентом в установке удаления воды. Цеолиты представляют собой адсорбенты, имеющие окна, через которые могут поступать или проходить частицы. В некоторых типах цеолитов окно, соответственно, определяется как диаметр пор, тогда как в других типах окно, соответственно, определяется как отверстия в каркасной структуре. Цеолиты имеют среднее отверстие (диаметр лоры) 5А или меньше, обычно предпочтительным является среднее отверстие 3 или 4 А. В таких цеолитах любые меркаптаны адсорбируются с трудом, главным образом адсорбируется вода. Обычно селективность таких цеолитов выше, чем для цеолитов с более крупными порами. Количество удаленной воды может быть небольшим или большим, однако предпочтительно удаляются по меньшей мере 60 мас.% воды, предпочтительно 90 мас.%. Весьма целесообразно вода удаляется до содержания менее 1 об.% в газовом потоке, выходящем из установки удаления воды, предпочтительно до уровня менее 100 об.ч./млн, более предпочтительно до уровня менее 5 об.ч./млн, наиболее предпочтительно до содержания менее 1 об.ч./млн.
Рабочая температура в слое цеолитного адсорбента в установке удаления воды изменяется в широком диапазоне, обычно между 0 и 80°С, предпочтительно между 10 и 40°С, давление целесообразно находится между 10 и 150 абс. бар. Приведённая скорость составляет между 0,03 и 0,6 м/с, предпочтительно между 0,05 и 0,25 м/с.
Необязательно до подачи в первую разделительную колонну из потока природного газа, содержащего меркаптаны и полученного на стадии (ίί), удаляют ртуть путем контактирования потока природного газа, полученного на стадии (ίί), с адсорбентом ртути.
Теперь изобретение будет проиллюстрировано со ссылками на неограничивающие чертежи.
На фиг. 1 показан вариант осуществления, в котором осуществляется удаление меркаптанов и необязательно СО8 из первой фракции. Поток природного газа повышенного давления, содержащий меркаптаны, по линии 1 поступает в расширитель 2. В расширителе 2 давление сбрасывается, и декомпримированный поток природного газа по линии 3 поступает в первую разделительную колонну 4. В первой разделительной колонне поток природного газа разделяется на газообразный головной поток, обогащенный метаном, и первую фракцию, обогащенную меркаптанами. Газообразный головной поток, обогащенный метаном, поступает в первую разделительную колонну по линии 5 и предпочтительно охлаждается, чтобы получить СПГ, или используется в производстве синтез-газа. Первая фракция, обогащенная меркаптанами, направляется из первой разделительной колонны по линии 6 в установку 7 удаления меркаптанов, в которой удаляются меркаптаны. Предпочтительно удаление меркаптанов происходит в про
- 6 014132 цессе гидрообессеривания, причем необходимый водород поступает в установку удаления меркаптанов по линии 8. Альтернативно, удаление меркаптанов происходит с использованием щелочного раствора, причем щелочной раствор поступает в установку удаления меркаптанов по линии 8.
Бросовые продукты, такие как дисульфиды, образующиеся при щелочной обработке, или сероводород, образующийся в процессе гидрообессеривания, выводят из установки удаления меркаптанов по линии 9. Затем образовавшуюся фракцию с пониженным содержанием меркаптанов из установки удаления меркаптанов направляют по линии 10 во вторую разделительную колонну 11, где происходит разделение на головной поток, обогащенный этаном, и вторую фракцию, обогащенную пропаном и высшими углеводородами. Весь метан из головного потока, обогащенного этаном, поступает из второй разделительной колонны по линии 12 в первую разделительную колонну. Этан из второй разделительной колонны необязательно поступает по линии 13 в установку удаления сероводорода (не показана), где происходит удаление сероводорода. Вторая фракция, обогащенная пропаном и высшими углеводородами, отводится из второй разделительной колонны по линии 14.
На фиг. 2 показан вариант осуществления, в котором используется вторая разделительная колонна, причем проводится удаление меркаптанов и необязательно СО8 из второй фракции. Поток природного газа повышенного давления, содержащий меркаптаны, направляется по линии 1 в расширитель 2. В расширителе 2 снижается давление, и декомпримированный поток природного газа по линии 3 поступает в первую разделительную колонну 4. В первой разделительной колонне поток природного газа разделяется на газообразный головной поток, обогащенный метаном, и первую фракцию, обогащенную меркаптанами. Газообразный головной поток, обогащенный метаном, выводится из первой разделительной колонны по линии 5 и предпочтительно охлаждается, чтобы получить СПГ, или используется в производстве синтез-газа. Первая фракция, обогащенная меркаптанами, направляется из первой разделительной колонны по линии 6 во вторую разделительную колонну 7, в которой происходит разделение на головной поток, обогащенный этаном, и вторую фракцию, обогащенную пропаном и высшими углеводородами. Весь метан из головного потока, обогащенного этаном, поступает из второй разделительной колонны по линии 8 в первую разделительную колонну. Этан из второй разделительной колонны выводится по линии 9. Вторую фракцию, обогащенную пропаном и высшими углеводородами, выводят из второй разделительной колонны по линии 10 в установку 11 для удаления меркаптанов, в которой удаляются меркаптаны. Предпочтительно удаление меркаптанов происходит в процессе гидрообессеривания, причем необходимый водород поступает в установку удаления меркаптанов по линии 12. Альтернативно, удаление меркаптанов происходит с использованием щелочного раствора, причем щелочной раствор поступает в установку удаления меркаптанов по линии 12.
Бросовые продукты, такие как дисульфиды, образующиеся при щелочной обработке, или сероводород, образующийся в процессе гидрообессеривания, выводят из установки удаления меркаптанов по линии 13. Затем образовавшуюся фракцию с пониженным содержанием меркаптанов выводят из установки удаления меркаптанов по линии 14.

Claims (9)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ получения очищенного природного газа, который включает в себя стадии:
    (a) расширения потока природного газа повышенного давления, содержащего по меньшей мере 4 об.ч./млн меркаптанов, в котором сжатый природный газ расширяется в такой степени, что перепад давления между природным газом повышенного давления и декомпримированным природным газом составляет по меньшей мере 10 абс. бар, и подачу полученного декомпримированного потока природного газа в первую разделительную колонну, где поток природного газа разделяется на газообразный головной поток, обогащенный метаном, и первую фракцию, обогащенную меркаптанами и необязательно обогащенную карбонилсульфидом;
    (b) выведения из первой разделительной колонны головного потока, обогащенного метаном, для того чтобы получить очищенный природный газ;
    (c) выведения первой фракции, обогащенной меркаптанами и необязательно обогащенной карбонилсульфидом, из разделительной колонны;
    (б) подачи выведенной первой фракции, содержащей меркаптаны и необязательно карбонилсульфид, во вторую разделительную колонну, в которой фракция, содержащая меркаптаны и необязательно карбонилсульфид, разделяется на головной поток, обогащенный этаном, и вторую фракцию, обогащенную меркаптанами и необязательно обогащенную карбонилсульфидом;
    (е) удаления меркаптанов и необязательно карбонилсульфида или из первой фракции, обогащенной меркаптанами и необязательно обогащенную карбонилсульфидом, или из второй фракции, обогащенной меркаптанами и необязательно обогащенной карбонилсульфидом.
  2. 2. Способ по п.1, в котором сжатый природный газ расширяется в такой степени, что перепад давления между природным газом повышенного давления и декомпримированным природным газом составляет по меньшей мере 15 абс. бар, предпочтительно по меньшей мере 20 абс. бар.
  3. 3. Способ по п.1 или 2, в котором первая фракция, обогащенная меркаптанами, дополнительно со
    - 7 014132 держит углеводороды С2+.
  4. 4. Способ по любому из пп.1-3, в котором проводят стадию (ά), и вторая фракция, обогащенная меркаптанами, дополнительно содержит углеводороды С3+.
  5. 5. Способ по любому из пп.1-4, в котором поток природного газа содержит по меньшей мере 5 об.ч./млн, предпочтительно от 5 до 500 об.ч./млн меркаптанов.
  6. 6. Способ по любому из пп.1-5, в котором меркаптаны удаляют путем контактирования фракции, обогащенной меркаптанами, с гидроксидным раствором.
  7. 7. Способ по любому из пп.1-6, в котором меркаптаны удаляют путем контактирования фракции, обогащенной меркаптанами, с катализатором гидрообессеривания в присутствии водорода, чтобы получить сероводород.
  8. 8. Способ по п.7, в котором катализатор гидрообессеривания содержит гидрирующий металл из группы VIII, предпочтительно кобальт или никель, и гидрирующий металл из группы νίΒ, предпочтительно молибден или вольфрам.
  9. 9. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором поток природного газа повышенного давления, содержащий меркаптаны, получают с использованием стадий:
    (ί) контактирования сырьевого потока, содержащего природный газ, сероводород, диоксид углерода, воду, меркаптаны и необязательно СО8, с поглощающей жидкостью в установке удаления кислого газа с целью удаления сероводорода, диоксида углерода и необязательно СО8 и получения потока природного газа, содержащего воду и меркаптаны;
    (ίί) контактирования потока природного газа, полученного на стадии (ί), с цеолитным молекулярноситовым адсорбентом в установке удаления воды для того, чтобы получить поток природного газа, содержащего меркаптаны.
EA200900590A 2006-10-24 2007-10-23 Способ получения очищенного природного газа EA014132B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP06122836 2006-10-24
PCT/EP2007/061327 WO2008049827A2 (en) 2006-10-24 2007-10-23 Process for removing mercaptans from liquefied natural gas

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200900590A1 EA200900590A1 (ru) 2009-10-30
EA014132B1 true EA014132B1 (ru) 2010-10-29

Family

ID=38002085

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200900590A EA014132B1 (ru) 2006-10-24 2007-10-23 Способ получения очищенного природного газа

Country Status (7)

Country Link
US (1) US20100115993A1 (ru)
EP (1) EP2076725A2 (ru)
JP (1) JP2010507702A (ru)
CN (1) CN101529187A (ru)
CA (1) CA2667429C (ru)
EA (1) EA014132B1 (ru)
WO (1) WO2008049827A2 (ru)

Families Citing this family (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101532380B (zh) * 2009-03-12 2013-04-24 门正国 油井井口小型硫化氢去除装置
US8282707B2 (en) 2010-06-30 2012-10-09 Uop Llc Natural gas purification system
WO2012078554A2 (en) * 2010-12-07 2012-06-14 President And Fellows Of Harvard College Biochemical systems for sulfur and carbon sequestration
WO2014039758A2 (en) * 2012-09-07 2014-03-13 Chevron U.S.A. Inc. Process, method, and system for removing heavy metals from fluids
CA2851803A1 (en) 2013-05-13 2014-11-13 Kelly M. Bell Process and system for treating oil sands produced gases and liquids
EP2806015B1 (en) * 2013-05-24 2016-03-02 Total SA Integrated process for dialkyldisulfides treatment
MX2017003628A (es) 2014-09-30 2017-07-13 Dow Global Technologies Llc Proceso para aumentar el rendimiento de etileno y propileno de una planta de propileno.
CN105987857B (zh) * 2015-01-27 2019-01-18 中国石油天然气股份有限公司 一种天然气中金属元素的吸收装置、方法及含量检测方法
CN106552638A (zh) * 2015-09-30 2017-04-05 中国石油化工股份有限公司 轻质油品中硫醇催化氧化催化剂及其制备方法
CN109289472A (zh) * 2018-12-06 2019-02-01 昆山科朗兹环保科技有限公司 一种粉尘气体处理一体机
CN113663684A (zh) * 2021-09-22 2021-11-19 山东京博石油化工有限公司 一种液化气脱硫醇催化剂、其制备方法及应用

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH04280080A (ja) * 1991-03-06 1992-10-06 Jgc Corp 燃料電池原料の前処理方法　　　　
US5291736A (en) * 1991-09-30 1994-03-08 Compagnie Francaise D'etudes Et De Construction "Technip" Method of liquefaction of natural gas
EP0599351A1 (en) * 1992-11-27 1994-06-01 Osaka Gas Co., Ltd. Method of desulfurization of town gas
US5659109A (en) * 1996-06-04 1997-08-19 The M. W. Kellogg Company Method for removing mercaptans from LNG
EP1072672A1 (fr) * 1999-07-28 2001-01-31 Technip Procédé et installation de purification d'un gaz
US6631626B1 (en) * 2002-08-12 2003-10-14 Conocophillips Company Natural gas liquefaction with improved nitrogen removal
US20060034742A1 (en) * 2004-08-02 2006-02-16 Patrick Briot Method of collecting mercaptans contained in a gaseous feed
WO2007030888A1 (en) * 2005-09-15 2007-03-22 Cool Energy Limited Process and apparatus for removal of sour species from a natural gas stream

Family Cites Families (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2886611A (en) * 1956-01-24 1959-05-12 Kellogg M W Co Process for the separate recovery of c3 and c4 hydrocarbons
US3001373A (en) * 1958-04-11 1961-09-26 Texaco Inc Separation of carbon dioxide from gaseous mixtures
NL106426C (ru) * 1958-10-07
US3384576A (en) * 1967-03-01 1968-05-21 Mobil Oil Corp Method of reducing c5 and lighter hydrocarbons in reformer feed
US4451274A (en) * 1981-10-01 1984-05-29 Koch Process Systems, Inc. Distillative separation of methane and carbon dioxide
US6743829B2 (en) * 2002-01-18 2004-06-01 Bp Corporation North America Inc. Integrated processing of natural gas into liquid products
US6793712B2 (en) * 2002-11-01 2004-09-21 Conocophillips Company Heat integration system for natural gas liquefaction
WO2009052042A1 (en) * 2007-10-19 2009-04-23 Shell Oil Company Cryogenic treatment of gas

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH04280080A (ja) * 1991-03-06 1992-10-06 Jgc Corp 燃料電池原料の前処理方法　　　　
US5291736A (en) * 1991-09-30 1994-03-08 Compagnie Francaise D'etudes Et De Construction "Technip" Method of liquefaction of natural gas
EP0599351A1 (en) * 1992-11-27 1994-06-01 Osaka Gas Co., Ltd. Method of desulfurization of town gas
US5659109A (en) * 1996-06-04 1997-08-19 The M. W. Kellogg Company Method for removing mercaptans from LNG
EP1072672A1 (fr) * 1999-07-28 2001-01-31 Technip Procédé et installation de purification d'un gaz
US6631626B1 (en) * 2002-08-12 2003-10-14 Conocophillips Company Natural gas liquefaction with improved nitrogen removal
US20060034742A1 (en) * 2004-08-02 2006-02-16 Patrick Briot Method of collecting mercaptans contained in a gaseous feed
WO2007030888A1 (en) * 2005-09-15 2007-03-22 Cool Energy Limited Process and apparatus for removal of sour species from a natural gas stream

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
BROK T.J.: "INTEGRATED TREATING OPTIONS FOR SOUR NATURAL GASES", EUROPEAN GPA MEETING ON CHALLENGES IN DEVELOPING LNG PROJECTS, XX, XX, 22 September 2006 (2006-09-22), pages 1-11, XP001248220, cited in the application, page 10, paragraph 5.1 *

Also Published As

Publication number Publication date
EA200900590A1 (ru) 2009-10-30
EP2076725A2 (en) 2009-07-08
CN101529187A (zh) 2009-09-09
WO2008049827A2 (en) 2008-05-02
US20100115993A1 (en) 2010-05-13
CA2667429A1 (en) 2008-05-02
WO2008049827A3 (en) 2008-11-06
CA2667429C (en) 2015-04-07
JP2010507702A (ja) 2010-03-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA014132B1 (ru) Способ получения очищенного природного газа
US7820726B2 (en) Removal of carbon dioxide from a gas stream
US8926737B2 (en) Process for producing purified natural gas
US8419828B2 (en) Multi-stage membrane separation process
AU742337B2 (en) Production of low sulfur syngas from natural gas with C4+/C5+ hydrocarbon recovery
RU2429899C2 (ru) Способ удаления сернистых соединений и диоксида углерода из газового потока
US7192565B2 (en) Method of collecting mercaptans contained in a gaseous feed
US20110009684A1 (en) Multi-stage membrane separation process
NO154183B (no) Fremgangsmùte ved fjerning av sure gasser fra en gassbland ing bestùende hovedsakelig av methan.
US11091704B2 (en) Integration of pressure swing adsorption with hydrocracking for improved hydrogen and liquids recovery
EA014412B1 (ru) Способ получения очищенного газового потока
WO2008013519A2 (en) Process for removal of oxygenates from a paraffin stream
US7635424B2 (en) Method of capturing mercaptans contained in a natural gas by concentration
RU2668925C1 (ru) Способ очистки синтез-газа путем промывки водными растворами аминов
KR20240004511A (ko) 재순환 가스 순도가 증가되는 하이드로프로세싱

Legal Events

Date Code Title Description
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 KG MD TJ

QB4A Registration of a licence in a contracting state
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): KZ TM RU