EA014650B1 - A method for hydrocarbon processing purified from sulfur-containing compounds - Google Patents

A method for hydrocarbon processing purified from sulfur-containing compounds Download PDF

Info

Publication number
EA014650B1
EA014650B1 EA200701206A EA200701206A EA014650B1 EA 014650 B1 EA014650 B1 EA 014650B1 EA 200701206 A EA200701206 A EA 200701206A EA 200701206 A EA200701206 A EA 200701206A EA 014650 B1 EA014650 B1 EA 014650B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
stream
combined
hydrocarbon
gas
sulfur
Prior art date
Application number
EA200701206A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
EA200701206A1 (en
Inventor
Элеанор Р. Филер
Скотт П. Нортроп
Питер К. Расмуссен
Эдвард Дж. Грейв
Original Assignee
Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
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 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани filed Critical Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
Publication of EA200701206A1 publication Critical patent/EA200701206A1/en
Publication of EA014650B1 publication Critical patent/EA014650B1/en

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
    • F25J3/02—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
    • 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
    • F25J3/0228—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
    • F25J3/0266—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 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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/02—Processes or apparatus using separation by rectification in a single pressure main column system
    • 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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/76—Refluxing the column with condensed overhead gas being cycled in a quasi-closed loop refrigeration cycle
    • 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
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/06—Splitting of the feed stream, e.g. for treating or cooling in different ways
    • 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
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/02—Expansion of a process fluid in a work-extracting turbine (i.e. isentropic expansion), e.g. of the feed 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
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/30—Dynamic liquid or hydraulic expansion with extraction of work, e.g. single phase or two-phase turbine
    • 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
    • F25J2260/80—Integration in an installation using carbon dioxide, e.g. for EOR, sequestration, refrigeration etc.
    • 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
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/04—Internal refrigeration with work-producing gas expansion loop
    • 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
    • F25J2280/00—Control of the process or apparatus
    • F25J2280/40—Control of freezing of components
    • 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)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)

Abstract

A method for hydrocarbon processing is provided. In one or more embodiments, the method includes splitting a hydrocarbon stream comprising natural gas and acid gas into a first stream and a second stream. Alternatively, the first stream and second stream may be provided from other sources. The first stream is processed to remove a portion of the acid gas therefrom, thereby producing a third stream comprising the acid gas removed from the first stream and a fourth stream comprising less than 100 ppm of sulfur-containing compounds. The second stream is combined with the third stream to provide a combined stream, which is compressed and reinjected into a subterranean reservoir.

Description

Область изобретенияScope of invention

Варианты осуществления настоящего изобретения, в общем, относятся к способам закачки углеводородных потоков и/или потоков отходов, отведенных из произведенных потоков углеводорода под землю, и к углеводородным продуктам, отведенным посредством таких способов.Embodiments of the present invention generally relate to methods for pumping hydrocarbon streams and / or waste streams withdrawn from the produced hydrocarbon streams under the ground, and to hydrocarbon products diverted by such methods.

Описание предшествующего уровня техникиDescription of the prior art

Неочищенный природный газ и конденсат наиболее часто содержат кислотные примеси, включающие содержащие серу соединения, которые должны быть удалены перед использованием. В типичном процессе очистки содержащие серу соединения отделяются от углеводородного потока. Отделенные соединения серы затем обычно превращаются в нетоксичную, безопасную элементарную серу. Эта элементарная сера часто отгружается на заводы серной кислоты или хранится для более позднего использования.Untreated natural gas and condensate most often contain acidic impurities, including sulfur-containing compounds that must be removed before use. In a typical cleaning process, sulfur-containing compounds are separated from the hydrocarbon stream. The separated sulfur compounds are then usually converted to non-toxic, safe elemental sulfur. This elemental sulfur is often shipped to sulfuric acid plants or stored for later use.

Удаление серы часто является наиболее трудным с точки зрения как извлечения, так и стоимости, в связи с все более строгими правилами на окружающую среду и техническими условиями на продукт. Далее, в общем, нежелательно вырабатывать элементарную серу, поскольку имеет место затоваривание серой на большинстве рынков. Поэтому имеется потребность в эффективном по стоимости процессе обработки, который требует меньших капитальных затрат и меньших эксплуатационных расходов для производства очищенного газообразного углеводорода для целей потребления без препятствий и связанного с ними расхода на отделение и превращение примесей серы в элементарную серу.Sulfur removal is often the most difficult in terms of both extraction and cost, due to the increasingly stringent environmental regulations and product specifications. Further, in general, it is undesirable to produce elemental sulfur, since there is a glut of sulfur in most markets. Therefore, there is a need for a cost-effective treatment process that requires lower capital costs and lower operating costs for the production of purified gaseous hydrocarbon for consumption without obstacles and the associated costs for the separation and conversion of sulfur impurities into elemental sulfur.

Дополнительная информация, относящаяся к области изобретения, может быть найдена в: В.С.Наи! с! а1., Эсус1ортсп1 апб Аррбсабоп о£ 111с Соп1го11сб-Егссхс-2опс Ргосскк, 8РЕ Ртобисбоп Епфпсссппд. Т1зс 8ос1с!у, Β^с11а^бкоη. Тсхак, уо1. 4, № 3, Лидий 1989, рр.265-271 (Ι88Ν 0885-9221); Е.Р.Тйотак с! а1., С’опссрШа1 8!иб1ск £от С’О2/№1Шга1 Сак 8срагабоп Иктд 1Нс Соп1го11сб Егссхс 2опс (СЕ2) Ргосскк, Сак 8срагабоп & Риттбсабоп, уо1.2 бтс 1988, рр.84-89; И.8. 5956971 (Со1с с! а1.); Р.8.№г111гор с! а1., Стуодсшс 8оит Сак Ргосскк Айтасбус £от Лаб Сак 1п|ссНоп Аррбсабопк, Ргосссбшдк Αηииа1 Сопуспбоп - Сак Ргоссккогк Аккос1абоп, 14 Матсб 2004, рр.1-8 апб И.8. 2003/131726 (Тйотак с! а1.).Additional information relating to the field of the invention can be found in: V.S.Nai! with! a1., Esusport1 apb Arrbsabop on £ 111c Sop1go11sb-Egsskhs-2ops Rgoskk, 8RE Rtobisbop Epfssssspd. Т1зс 8ос1с! У, Β ^ с11а ^ бкоη. Tshak, yo1. 4, No. 3, Lydia 1989, pp. 265-271 (Ι88Ν 0885-9221); E.R.Tyotak with! a1., Sopressor1 8! ib1sk £ from S'O 2 / No.1SHga1 Sak 8sragabop Iktd 1Ns Sop1go11sb Egsskhs 2ops (CE2) Rgossk, Sak 8sragabop & Rittbsabop, u1.2 btss 1988, p. I.8. 5956971 (С1с с! А1.); R.8.№г111гор with! a1., Stuodsshs 8oit Sac Rgussk Aitasbus £ from Lab Sac 1p | ssNop Arrbsabopk, Rgosssbsdk Αηiia1 Sopuspbop - Sac Rgusskogkk Akkos1abop, 14 Matsb 2004, pp.1-8 ib.8. 2003/131726 (Tyotak with! A1.).

Сущность изобретенияSummary of Invention

Предлагается способ обработки углеводорода. В одном или большем числе вариантов осуществления способ включает получение первого углеводородного потока, содержащего метан и кислый газ, и второго потока углеводорода, содержащего метан и кислый газ. Альтернативно, первый и второй углеводородные потоки получают путем разделения подаваемого потока на первый и второй углеводородные потоки. Альтернативно, первый поток и второй поток могут быть получены из других источников. Первый поток обрабатывается, чтобы удалить из него часть кислого газа, в результате чего получают третий поток, содержащий кислый газ, удаленный из первого потока, и четвертый поток, содержащий менее чем 100 млн.д. содержащих серу соединений. Второй поток объединяют с третьим потоком, с получением объединенного потока, который сжимают и закачивают обратно в подземный коллектор. В одном или большем числе вариантов осуществления, описанных выше или где-нибудь в другом месте описания объединенный поток сжимают до давления на выходе приблизительно 200 бар или более перед обратной закачкой.A method for treating hydrocarbons is proposed. In one or more embodiments, the method includes generating a first hydrocarbon stream containing methane and acid gas, and a second hydrocarbon stream containing methane and acid gas. Alternatively, the first and second hydrocarbon streams are obtained by separating the feed stream into first and second hydrocarbon streams. Alternatively, the first stream and the second stream can be obtained from other sources. The first stream is processed to remove a portion of the acid gas from it, resulting in a third stream containing an acid gas removed from the first stream and a fourth stream containing less than 100 ppm. containing sulfur compounds. The second stream is combined with the third stream, to obtain a combined stream, which is compressed and pumped back into the underground reservoir. In one or more of the embodiments described above or elsewhere in the description, the combined stream is compressed to an outlet pressure of approximately 200 bar or more before being re-injected.

Альтернативный вариант осуществления изобретения включает способ получения природного газа. Способ включает получение первого потока углеводорода, содержащего метан и кислый газ, и второго потока углеводорода, содержащего метан и кислый газ. Обрабатывают первый поток, чтобы удалить из него часть кислого газа, в результате чего получают третий поток, содержащий кислый газ, удаленный из второго потока, и четвертый поток, содержащий менее чем 100 млн. д. содержащих серу соединений.An alternative embodiment of the invention includes a method for producing natural gas. The method includes obtaining the first hydrocarbon stream containing methane and acid gas, and the second hydrocarbon stream containing methane and acid gas. The first stream is treated to remove a portion of the acid gas from it, resulting in a third stream containing an acid gas removed from the second stream and a fourth stream containing less than 100 ppm of sulfur-containing compounds.

Объединяют второй поток и третий поток, с получением объединенного потока, сжимают объединенный поток и пропускают объединенный поток в подземный коллектор.Combine the second stream and the third stream, to obtain the combined stream, compress the combined stream and pass the combined stream into the underground reservoir.

По меньшей мере в одном другом варианте осуществления способ включает, по меньшей мере, частичное разделение углеводородного потока, содержащего метан, этан, пропан, диоксид углерода, воду, одно или большее число содержащих серу соединений и от 0,5 до 10% по объему одного или большего числа углеводородов, имеющих четыре или большее число атомов углерода. Поток углеводорода по меньшей мере частично разделяется в режиме, достаточном, чтобы производить первый поток, содержащий одно или большее число содержащих серу соединений и по меньшей мере 2% по объему диоксида углерода от общего объема второго потока, и второй поток, содержащий один или большее число углеводородов, имеющих четыре или большее число атомов углерода. Первый поток обрабатывают в перегонной колонне, имеющей управляемую зону замораживания (СЕ2), чтобы производить третий поток, содержащий метан и более легкие соединения (например, азот и гелий), и четвертый поток, содержащий диоксид углерода, одно или большее число содержащих серу соединений, этан и некоторые более тяжелые углеводороды. Второй поток обходит байпасом вокруг перегонной колонны и смешивается с четвертым потоком, чтобы производить объединенный поток. Объединенный поток затем проходит в подземный коллектор.In at least one other embodiment, the method includes at least partially separating the hydrocarbon stream containing methane, ethane, propane, carbon dioxide, water, one or more sulfur-containing compounds, and from 0.5 to 10% by volume of one or more hydrocarbons having four or more carbon atoms. The hydrocarbon stream is at least partially separated in a mode sufficient to produce a first stream containing one or more sulfur-containing compounds and at least 2% by volume of carbon dioxide of the total volume of the second stream, and a second stream containing one or more hydrocarbons having four or more carbon atoms. The first stream is treated in a distillation column having a controlled freezing zone (CE2) to produce a third stream containing methane and lighter compounds (for example, nitrogen and helium), and a fourth stream containing carbon dioxide, one or more sulfur-containing compounds, ethane and some heavier hydrocarbons. The second stream bypasses the distillation column and mixes with the fourth stream to produce a combined stream. The combined stream then passes into an underground sewer.

Далее предусмотрен способ получения природного газа. По меньшей мере в одном варианте осуществления способ включает получение первого углеводородного потока, содержащего метан и кислый газ, и второго углеводородного потока, содержащего метан и кислый газ. Первый поток обрабатывают дляFurther provided is a method of producing natural gas. In at least one embodiment, the method includes the production of a first hydrocarbon stream containing methane and acid gas and a second hydrocarbon stream containing methane and acid gas. The first thread is processed for

- 1 014650 удаления из него части кислого газа с получением третьего потока, содержащего кислый газ, удаленный из второго потока, и четвертый поток, содержащий менее чем 100 млн.д., содержащих серу соединений. Второй поток объединяют с третьим потоком с получением объединенного потока, который сжимается и проходит в подземный коллектор. Четвертый поток сжижают с получением потока сжиженного природного газа.- 1 014650 removal of a part of the acid gas from it to produce a third stream containing acid gas removed from the second stream, and a fourth stream containing less than 100 ppm of sulfur containing compounds. The second stream is combined with the third stream to produce a combined stream, which is compressed and passes into the underground reservoir. The fourth stream is liquefied to produce a stream of liquefied natural gas.

Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings

Чтобы способ, в котором изложены выше признаки настоящего изобретения, мог быть понят обстоятельно, более конкретное описание изобретения, кратко суммированное выше, может быть дано посредством ссылки на варианты осуществления, некоторые из которых проиллюстрированы на прилагаемых чертежах. Необходимо отметить, однако, что прилагаемые чертежи иллюстрируют только типичные варианты осуществления этого изобретения и поэтому не должны рассматриваться как ограничивающие его объемом, поскольку изобретение может быть принято в других равно эффективных вариантах осуществления.So that the way in which the features of the present invention are set forth above can be understood in detail, a more specific description of the invention, briefly summarized above, can be given by reference to embodiments, some of which are illustrated in the accompanying drawings. It should be noted, however, that the accompanying drawings illustrate only typical embodiments of this invention and therefore should not be construed as limiting its scope, since the invention can be adopted in other equally effective embodiments.

Фиг. 1 схематически изображает процесс 100 для обработки части углеводородного потока, требуемой для потребления, как топливный газ или продаваемый газ или то и другое, и обратную закачку оставшегося углеводородного потока.FIG. 1 schematically depicts a process 100 for processing a portion of a hydrocarbon stream required for consumption, such as fuel gas or gas sold, or both, and re-injection of the remaining hydrocarbon stream.

Фиг. 2 представляет собой схематическую технологическую схему иллюстративного процесса 200 перегонки, который использует колонну 225, имеющую управляемую зону замораживания (ΟΡΖ) в соответствии с одним вариантом осуществления, описанным здесь.FIG. 2 is a schematic flow diagram of an exemplary distillation process 200 that uses a column 225 having a controlled freezing zone (ΟΡΖ) in accordance with one embodiment described herein.

Фиг. 3 схематически изображает альтернативный процесс 300 для обработки части углеводородного потока, требуемой для потребления, как топливный газ или продаваемый газ или то и другое, и обратную закачку оставшегося углеводородного потока. Этот процесс 300 подобен процессу 100 по фиг. 1, но также предусматривает блок 310 для разделения при низкой температуре перед блоком 125 для обработки высокосернистого нефтяного газа.FIG. 3 schematically depicts an alternative process 300 for processing a portion of a hydrocarbon stream required for consumption, such as fuel gas or gas sold, or both, and re-injecting the remaining hydrocarbon stream. This process 300 is similar to the process 100 of FIG. 1, but also provides a block 310 for low temperature separation prior to block 125 for the treatment of sour gas.

Подробное описание предпочтительного варианта осуществленияDetailed Description of the Preferred Embodiment

Введение и определенияIntroduction and Definitions

Далее будет предусмотрено подробное описание. Каждый из прилагаемых пунктов формулы изобретения определяет отдельное изобретение, которое в целях избежать нарушения признано, как включающее эквиваленты различным признакам или ограничений, определенных в пунктах формулы изобретения. В зависимости от контекста все ссылки, приведенные ниже на изобретение, могут в некоторых случаях относиться только к некоторым конкретным вариантам осуществления. В других случаях будет признано, что ссылки на изобретение будут относиться к предмету изобретения, который излагается в одном или большем числе, но не обязательно во всех пунктах формулы изобретения. Каждое из изобретений будет теперь описано более подробно ниже, включая конкретные варианты осуществления, версии и примеры, но изобретения не ограничиваются этими вариантами осуществления, версиями или примерами, которые включены, чтобы дать возможность специалисту в этой области техники производить и использовать изобретения, когда информация в этом патенте объединяется с доступной информацией и технологией.Further detailed description will be provided. Each of the appended claims defines a separate invention which, in order to avoid infringement, is recognized as including equivalents to various features or limitations defined in the claims. Depending on the context, all references cited below to the invention may in some cases refer only to certain specific embodiments. In other cases, it will be recognized that references to an invention will relate to the subject matter of the invention, which is set forth in one or more, but not necessarily in all claims. Each of the inventions will now be described in more detail below, including specific embodiments, versions and examples, but the inventions are not limited to these embodiments, versions or examples, which are included to enable a person skilled in the art to make and use inventions when the information is this patent is combined with available information and technology.

Различные термины, как использованы здесь, определены ниже. В известной степени, если термин, используемый в пункте формулы изобретения, не определен ниже, этому термину должно быть дано самое широкое определение специалистами в относящейся к этому области техники, как отраженному по меньшей мере в одной печатной публикации или опубликованном патенте.Various terms as used herein are defined below. To a certain extent, if the term used in a claim is not defined below, this term should be given the broadest definition by specialists in the relevant field of technology, as reflected in at least one printed publication or published patent.

Термин газ используется взаимозаменяемым образом с пар и обозначает вещество или смесь веществ в газообразном состоянии в отличие от жидкого или твердого состояния.The term gas is used interchangeably with steam and denotes a substance or mixture of substances in a gaseous state, unlike a liquid or solid state.

Термин кислый газ обозначает любые одно или большее число из диоксида углерода (СО2) , сероводорода (Н28), сероуглерода (С82), сульфида карбонила (СО8), меркаптанов (К-8Н, где В представляет собой алкильную группу, имеющую от одного до 20 атомов углерода), диоксида серы (8О2), их сочетаний, их смесей и их производных.The term acid gas means any one or more of carbon dioxide (CO 2 ), hydrogen sulfide (H 2 8), carbon disulfide (C 8 2 ), carbonyl sulfide (CO 8), mercaptans (K-8H, where B is an alkyl group having from one to 20 carbon atoms), sulfur dioxide (8O 2 ), their combinations, their mixtures and their derivatives.

Термин высокосернистый нефтяной газ обозначает газ, содержащий нежелательные количества кислого газа, например 55 частей на миллион по объему (ррту) или более, или 500 ррту, или 5 об.% или более, или 15 об.% или более, или 35 об.% или более.The term high-sulfur petroleum gas refers to a gas containing undesirable amounts of acid gas, for example 55 ppm by volume (ppm) or more, or 500 ppm, or 5% by volume or more, or 15% by volume or more, or 35% by volume. % or more.

Конкретные варианты осуществления на чертежахSpecific options for implementation in the drawings

Далее приведены описания конкретных вариантов осуществления, показанных на чертежах. Подчеркивается, что пункты формулы изобретения не должны быть истолкованы как ограниченные аспектами чертежей. Фиг. 1 схематически изображает примерный процесс обработки потока углеводорода в соответствии с описанными вариантами осуществления. В одном или большем числе вариантов осуществления приток 10 к скважине, который содержит одно или любое сочетание природного газа, газоконденсата и эфирного масла, охлаждается и разделяется на газовую, нефтяную и водную фазы с использованием сепаратора 110, как, например, сосуда, работающего под давлением. Приток 10 к скважине предпочтительно разделяется при приблизительно 40°С или более и приблизительно 60 бар или более. Нефтяная и водная фазы обрабатываются, как необходимо. Газовая фаза представляет собой подаваемый углеводоThe following are descriptions of specific embodiments shown in the drawings. It is emphasized that the claims should not be construed as limited to aspects of the drawings. FIG. 1 schematically depicts an exemplary process for treating a hydrocarbon stream in accordance with the described embodiments. In one or more embodiments, the inflow 10 to the well, which contains one or any combination of natural gas, gas condensate and essential oil, is cooled and separated into gas, oil and water phases using a separator 110, such as, for example, a pressure vessel . The inflow 10 to the well is preferably divided at approximately 40 ° C or more and approximately 60 bar or more. The oil and water phases are treated as needed. The gas phase is the carbohydrate feed.

- 2 014650 родный поток 11, который разделяется на по меньшей мере первую часть или первый поток 20 и вторую часть или второй поток 30. В качестве таковых, первый поток 20 и второй поток 30 имеют идентичные составы. Первый поток 20 направляется в блок 125 для обработки газа, чтобы удалить кислый газ, производя поток 40 продукта для топлива или продажи, или для того и другого, и удаляемый поток 50. Второй поток 30 обходит байпасом блок 125 для обработки газа и объединяется с удаляемым потоком 50, чтобы обеспечить объединенный поток 60. Объединенный поток 60 сжимается посредством компрессора 150 и затем закачивается обратно или иным способом проходит в подземный коллектор 175 для удаления, для использования как жидкость для поддержания пластового давления, или для использования как агент для повышения добычи нефти (БОВ).- 014650 native stream 11, which is divided into at least the first part or the first stream 20 and the second part or the second stream 30. As such, the first stream 20 and the second stream 30 have identical compositions. The first stream 20 is sent to a gas treatment unit 125 to remove the acid gas, producing a product stream 40 for fuel or sale, or both, and a stream 50 to be removed. The second stream 30 bypasses the gas treatment unit 125 bypassing and combines with the removed one stream 50 to provide the combined stream 60. The combined stream 60 is compressed by the compressor 150 and then pumped back or otherwise passes into the underground reservoir 175 for removal, to be used as a fluid to maintain reservoir pressure, or use as an agent to increase oil production (BOV).

Подаваемый поток 11 может быть любым потоком, содержащим углеводород. Иллюстративный подаваемый поток 11 представляет собой поток высокосернистого нефтяного газа, который происходит из одной или большего числа эксплуатационных скважин для добычи углеводорода, либо береговых, либо морских, либо тех и других. Например, подаваемый поток 11 может быть объединенным потоком из двух или большего числа различных скважин. Иллюстративный подаваемый поток 11 включает от приблизительно 20 до приблизительно 95 об.% метана. Предпочтительно подаваемый поток 11 включает от приблизительно 50 до приблизительно 90 об.% метана. В дополнение к содержащему метан и один или большее число других углеводородов, иллюстративный подаваемый поток 11 может включать диоксид углерода, одно или большее число содержащих серу соединений и другие примеси. Например, подаваемый поток 11 может включать вплоть до 15 об.% одного или большего числа содержащих серу соединений и других примесей, от приблизительно 2 до приблизительно 65 об.% диоксида углерода и от приблизительно 20 до приблизительно 90 об.% одного или большего числа углеводородов. Обычные примеси в подаваемом потоке 11 могут включать, но не ограничиваться этим, воду, кислород, азот, аргон и гелий. Иллюстративные содержащие серу соединения могут включать, но не ограничиваться этим, меркаптаны, сероводород, сероуглерод, дисульфидное масло и сульфид карбонила.Feed stream 11 may be any hydrocarbon containing stream. An illustrative feed stream 11 is a high-sulfur gas stream that originates from one or more production wells for hydrocarbon production, either onshore or offshore, or both. For example, the feed stream 11 may be a combined stream of two or more different wells. An illustrative feed stream 11 comprises from about 20 to about 95 vol.% Methane. Preferably, the feed stream 11 comprises from about 50 to about 90 vol.% Methane. In addition to containing methane and one or more other hydrocarbons, an illustrative feed stream 11 may include carbon dioxide, one or more sulfur-containing compounds, and other impurities. For example, feed 11 may include up to 15% by volume of one or more sulfur-containing compounds and other impurities, from about 2 to about 65% by volume of carbon dioxide and from about 20 to about 90% by volume of one or more hydrocarbons. . Conventional impurities in the feed stream 11 may include, but are not limited to, water, oxygen, nitrogen, argon, and helium. Illustrative sulfur-containing compounds may include, but are not limited to, mercaptans, hydrogen sulfide, carbon disulfide, disulfide oil, and carbonyl sulfide.

В одном или большем числе углеводородов, вплоть до 10 об.% могут быть содержащими углерод соединениями, имеющими по меньшей мере четыре атома углерода, как, например, бутан, пентан, гексан и ароматические соединения, например. Иллюстративные ароматические соединения включают, но не ограничиваются этим, бензол, толуол, этилбензол и ксилол.In one or more hydrocarbons, up to 10% by volume may be carbon-containing compounds having at least four carbon atoms, such as, for example, butane, pentane, hexane, and aromatics, for example. Exemplary aromatics include, but are not limited to, benzene, toluene, ethylbenzene, and xylene.

В одном или большем числе вариантов осуществления разделение подаваемого потока 11 определяется объемом газа, который необходим для топливного газа и/или продаваемого газа. В качестве такового объем газа, который необходим для топлива и/или продажи, направляется в блок 125 для обработки высокосернистого нефтяного газа, как первый поток 20, и остальное из подаваемого потока 11 отделяется во второй поток 30 и обходит байпасом вокруг блока 125 для обработки высокосернистого нефтяного газа. Например, по меньшей мере 10 об.% подаваемого потока 11 отделяется в первый поток 20 и обрабатывается в блоке 125 для обработки высокосернистого нефтяного газа с получением топливного газа, продаваемого газа или того и другого. В одном или большем числе вариантов осуществления по меньшей мере 15, 20, 30, 40 или 50% подаваемого потока 11 отделяется в первый поток 20 и обрабатывается в блоке 125 для обработки нефтяного высокосернистого газа. В одном или большем числе вариантов осуществления от приблизительно 10 до приблизительно 50 об.% разделяемого подаваемого потока 11 отделяется в первый поток 20. В одном или большем числе вариантов осуществления по меньшей мере 15, 20, 30, 40 или 50% подаваемого потока 11 отделяется во второй поток 30. В одном или большем числе вариантов осуществления от приблизительно 15 до приблизительно 50% подаваемого потока 11 отделяется во второй поток 30. В одном или большем числе вариантов осуществления от приблизительно 15 до приблизительно 30% подаваемого потока 11 отделяется во второй поток 30.In one or more embodiments, the separation of the feed stream 11 is determined by the volume of gas that is needed for the fuel gas and / or the gas to be sold. As such, the volume of gas that is needed for fuel and / or sales is sent to block 125 for treating sour gas as the first stream 20, and the rest from feed 11 is separated into second stream 30 and bypassing around block 125 for treating sour petroleum gas. For example, at least 10 vol.% Of the feed stream 11 is separated into the first stream 20 and processed in block 125 for treating sour gas to produce fuel gas, gas sold, or both. In one or more embodiments, at least 15, 20, 30, 40, or 50% of the feed stream 11 is separated into the first stream 20 and processed in a block 125 for treating sour gas. In one or more embodiments from about 10 to about 50% by volume of the feed stream 11 to be separated is separated into the first stream 20. In one or more embodiments, at least 15, 20, 30, 40 or 50% of the feed stream 11 is separated into the second stream 30. In one or more embodiments, from about 15 to about 50% of the feed stream 11 is separated into the second stream 30. In one or more embodiments, from about 15 to about 30% of the feed stream 11 tdelyaetsya second stream 30.

Хотя на фиг. 1 не показано, подаваемый поток 11 может быть обезвожен, чтобы удалить воду перед блоком 125 для обработки газа. Любая технология для удаления воды из газообразного потока может быть использована. Например, подаваемый поток 11 может быть обезвожен посредством прохода подаваемого потока 11 через слой набивки из молекулярных сит. В одном или большем числе вариантов осуществления, один или оба отдельных отделенных потоков 20, 30 могут быть обезвожены вместо или вдобавок к обезвоживанию подаваемого потока 11, как описано выше.Although FIG. 1 not shown, the feed stream 11 may be dehydrated to remove the water before the gas treatment unit 125. Any technology to remove water from a gaseous stream can be used. For example, the feed stream 11 may be dehydrated by passing the feed stream 11 through a layer of molecular sieve gasket. In one or more embodiments, one or both of the separate separated streams 20, 30 may be dewatered instead of or in addition to dewatering the feed stream 11, as described above.

Блок 125 для обработки газаGas processing unit 125

Блок 125 для обработки газа удаляет кислый газ и другие примеси из первого потока 20. Кислый газ и другие примеси могут быть удалены из первого потока 20 с использованием любого процесса разделения, известного в этой области техники. Например, кислый газ и другие примеси могут быть удалены с использованием процесса экстракции растворителем. Термин «процесс экстракции растворителем» охватывает любой процесс, известный в этой области техники для экстракции кислых газов с использованием растворителя. Например, первый поток 20 может проходить в контактор и контактировать в противотоке с растворителем при давлении в диапазоне от низкого 10, 20 или 30 бар до высокого 80, 90 или 100 бар.The gas treatment unit 125 removes the acidic gas and other impurities from the first stream 20. The acidic gas and other impurities can be removed from the first stream 20 using any separation process known in the art. For example, acid gas and other impurities can be removed using a solvent extraction process. The term "solvent extraction process" encompasses any process known in the art for the extraction of acid gases using a solvent. For example, the first stream 20 may pass into the contactor and be contacted in countercurrent with the solvent at a pressure in the range from low 10, 20 or 30 bar to high 80, 90 or 100 bar.

Контактор может быть абсорбционной башней или колонной, как, например, башня с колпачковыми тарелками, имеющая множество горизонтальных тарелок, расположенных повсюду с промежутками, или содержать материал набивки для контакта жидкости и пара.The contactor may be an absorption tower or column, such as a tower with cap plates, with many horizontal plates located at intervals, or contain packing material for contacting liquid and vapor.

- 3 014650- 3 014650

Предпочтительный растворитель будет физически и/или химически поглощать, хемосорбировать или иным образом захватывать кислые газы из первого потока 20 после контакта. Иллюстративные растворители включают, но не ограничиваются этим, алканоламины, ароматические амины, диамины, пространственно затрудненные амины, их смеси или их производные. Конкретные амины включают моноэтаноламин (МЕА), диэтаноламин (ΌΕΑ), дигликольамин, метилдиэтаноламин (ΜΌΕΑ; с активатором и без него), диизопропаноламин (ΌΙΡΑ), триэтаноламин (ΤΕΑ) и диметиланилин, например. Другие подходящие растворители могут включать, например, полиэтиленгликолевые эфиры и их производные, карбонаты, сульфиты, нитриты, каустики, метанол, сульфолан и Ы-метил-2-пирролидон (ΝΜΡ), либо один, либо в сочетании с аминами, перечисленными выше.The preferred solvent will physically and / or chemically absorb, chemisorb, or otherwise capture the acid gases from the first stream 20 after contact. Illustrative solvents include, but are not limited to, alkanolamines, aromatic amines, diamines, sterically hindered amines, mixtures thereof, or derivatives thereof. Specific amines include monoethanolamine (MEA), diethanolamine (ΌΕΑ), diglycolamine, methyldiethanolamine (ΜΌΕΑ; with and without activator), diisopropanolamine (ΌΙΡΑ), triethanolamine () and dimethylaniline, for example. Other suitable solvents may include, for example, polyethylene glycol ethers and their derivatives, carbonates, sulfites, nitrites, caustics, methanol, sulfolane and N-methyl-2-pyrrolidone (ΝΜΡ), either alone or in combination with the amines listed above.

При работе первый поток 20 протекает вверх через контактор, в то время как обедненный растворитель протекает вниз через контактор. Это также известно, как противоток. Растворитель удаляет отгонкой или удаляет иным способом кислый газ и другие примеси из первого потока 20, производя поток 4 0 продукта для топлива или продажи, или того и другого. Растворитель, имеющий удаляемый кислый газ и другие примеси (то есть обогащенный растворитель) затем регенерируется с использованием технологий, хорошо известных в этой области техники. Подробности иллюстративного процесса абсорбции описаны в патенте США № 5820837.During operation, the first stream 20 flows upward through the contactor, while the lean solvent flows downward through the contactor. This is also known as counterflow. The solvent removes by distillation or otherwise removes sour gas and other impurities from the first stream 20, producing a stream of 4 0 products for fuel or sale, or both. The solvent having acidic gas removed and other impurities (i.e., an enriched solvent) is then regenerated using techniques well known in the art. Details of the illustrative absorption process are described in US Pat. No. 5,820,837.

Процесс избирательной абсорбции может также быть использован. Процесс избирательной абсорбции может быть использован один или в сочетании с процессом экстракции растворителем, описанным выше. Такие технологии избирательной абсорбции хорошо известны в этой области техники и являются более избирательными к конкретным типам химических веществ, как, например, сероводороду. Иллюстративные избирательные абсорбирующие вещества включают ИехкогЬ™ и ИехкогЬ 8Ε™, которые имеются в продаже от Еххоп МоЬй Кекеагсй аиб Епдшеегшд.A selective absorption process can also be used. The process of selective absorption can be used alone or in combination with the solvent extraction process described above. Such selective absorption technologies are well known in the art and are more selective for specific types of chemicals, such as hydrogen sulfide. Exemplary selective absorbents include Iehköm ™ and Ihekków 8Ε ™, which are commercially available from Ehkhop My Keagins aib Exedeshegsd.

Растворитель ΜΌΕΑ, как описано выше, может также быть использован. Дополнительные подробности могут также быть найдены в патенте США № 5820837.The solvent ΜΌΕΑ, as described above, can also be used. Additional details may also be found in US Pat. No. 5,820,837.

Криогенная перегонкаCryogenic distillation

В одном или большем числе вариантов осуществления кислый газ и другие примеси могут быть удалены из первого потока 20 с использованием процесса криогенной перегонки. Первый поток 20 подается в перегонную колонну, которая работает при низкой температуре и орошается потоком охлажденного верхнего погона. Первый поток 20 может быть охлажден перед колонной с использованием перекрестного теплообмена с другими потоками процесса, потоками внешнего охлаждения, или посредством адиабатического расширения, как, например, расширение посредством вентиля Джоуля-Томпсона (1-Τ) или детандера, например. Часть потока верхнего погона представляет собой поток 40 продукта, и часть отстоя из колонны извлекается, как удаляемый поток 50. Количество кислого газа в верхнем погоне может управляться посредством конструкции колонны, как, например, числа тарелок, рабочей температуры, рабочего давления и т.д., и посредством модификации интенсивности орошения.In one or more embodiments, the acid gas and other impurities can be removed from the first stream 20 using a cryogenic distillation process. The first stream 20 is fed to a distillation column, which operates at a low temperature and is irrigated with a stream of cooled overhead. The first stream 20 may be cooled before the column using cross-heat exchange with other process streams, external cooling streams, or through adiabatic expansion, such as expansion by means of a Joule-Thompson valve (1-) or an expander, for example. A portion of the overhead stream is product stream 40, and a portion of the sludge from the column is extracted, as is the removed stream 50. The amount of acid gas in the overhead can be controlled by the column design, such as plate numbers, operating temperature, operating pressure, etc. ., and through modification of irrigation intensity.

Температура и давление в колонне управляются так, чтобы твердая фаза не была образована в любом местоположении внутри колонны. В одном или большем числе вариантов осуществления давление в колонне составляет предпочтительно от приблизительно 20 бар до приблизительно 50 бар, и рабочая температура в колонне составляет от приблизительно -100 до приблизительно 10°С. Более предпочтительно давление в колонне составляет от приблизительно 20 до приблизительно 35 бар, и рабочая температура в колонне составляет от приблизительно -50 до приблизительно 0°С.The temperature and pressure in the column are controlled so that a solid phase is not formed at any location inside the column. In one or more embodiments, the pressure in the column is preferably from about 20 bar to about 50 bar, and the operating temperature in the column is from about -100 to about 10 ° C. More preferably, the pressure in the column is from about 20 to about 35 bar, and the operating temperature in the column is from about -50 to about 0 ° C.

Типично, рабочая температура и давление в колонне зависят от концентрации диоксида углерода в первом потоке 20. Предпочтительно концентрация диоксида углерода в первом потоке 20 составляет от приблизительно 2 до приблизительно 10 об.%. Для концентраций диоксида углерода приблизительно 10 об.% или более, процесс криогенной перегонки, имеющий управляемую зону замораживания (СЕ2), является предпочтительным. Дополнительные подробности иллюстративного процесса криогенной перегонки описаны в патенте США 4533372.Typically, the operating temperature and pressure in the column depend on the concentration of carbon dioxide in the first stream 20. Preferably, the concentration of carbon dioxide in the first stream 20 is from about 2 to about 10 vol.%. For carbon dioxide concentrations of approximately 10% by volume or more, a cryogenic distillation process having a controlled freezing zone (CE2) is preferred. Additional details of an illustrative cryogenic distillation process are described in US Pat. No. 4,533,372.

(ΤΖ (фиг. 2)(ΤΖ (fig. 2)

Фиг. 2 представляет собой схему технологического процесса иллюстративного процесса 200 перегонки, который использует колонну 225, имеющую управляемую зону замораживания (ί',ΤΖ). как показано и описано в патентах США №№ 4533372; 4923493; 5062270; 5120338 и 5956971. Колонна 225 разделена на три различные секции, включая нижнюю перегонную секцию 230, среднюю управляемую зону замораживания 235 и верхнюю перегонную секцию 240. Второй поток 20 вводится в нижнюю перегонную секцию 230. Второй поток 20 может быть охлажден и/или расширен перед входом в колонну 225. Альтернативно, вентиль Джоуля-Томпсона может быть использован вместо детандера. Внутренние детали нижней секции 230 могут включать тарелки, сливные трубы, перегородки, набивку или любое их сочетание.FIG. 2 is a process flow diagram of an exemplary distillation process 200, which uses a column 225 having a controlled freezing zone (ί ', ΤΖ). as shown and described in US Pat. Nos. 4,533,372; 4,923,493; 5,062,270; 5120338 and 5956971. The column 225 is divided into three different sections, including the lower distillation section 230, the middle controlled freezing zone 235 and the upper distillation section 240. The second stream 20 is introduced into the lower distillation section 230. The second stream 20 can be cooled and / or expanded before the entrance to the column 225. Alternatively, the Joule-Thompson valve can be used instead of the expander. The internal parts of the lower section 230 may include plates, drain pipes, partitions, gaskets, or any combination thereof.

Поток 210 жидкости, который содержит диоксид углерода, выходит со дна нижней секции 230, и часть потока 210 жидкости нагревается в ребойлере 215. Поток 210 жидкости содержит кислый газ и часть этана и более тяжелых углеводородов из первого потока 20. Часть 213 потока 210 жидкости возвращается в колонну 225 как пар повторного испарения. Остаток от потока 210 жидкости покидает проLiquid stream 210, which contains carbon dioxide, exits from the bottom of bottom section 230, and part of liquid stream 210 is heated in reboiler 215. Liquid stream 210 contains acid gas and part of ethane and heavier hydrocarbons from first stream 20. Part 213 of liquid stream 210 is returned in column 225 as re-evaporation steam. The remainder of the fluid flow 210 leaves the pro

- 4 014650 цесс 200 как продукт отстоя, который представляет собой поток 50. Ребойлер 215 типично работает в диапазоне температур от приблизительно -10 до приблизительно 10°С. Ребойлер 215 может управляться так, чтобы оставить менее чем приблизительно 5% по объему метана в потоке 50, как, например, менее чем 4%, или менее чем 3%, или менее чем 2%, или менее чем 1%.- 4 014650 process 200 as a product of sludge, which is stream 50. Reboiler 215 typically operates in a temperature range from about -10 to about 10 ° C. The reboiler 215 may be controlled to leave less than about 5% by volume of methane in stream 50, such as less than 4%, or less than 3%, or less than 2%, or less than 1%.

Более легкие пары выходят из нижней секции 230 через тарелку 216 с вытяжной трубой и контактируют с распыленной жидкостью из сопел или узлов 220 форсунок для распыления жидкости. Пар затем продолжает подниматься через верхнюю перегонную секцию 240 и контактирует с орошением, вводимым в колонну 225 через трубопровод 218. Пар выходит из колонны 225 через трубопровод 214 верхнего погона. Часть пара возвращается на верх колонны 225 как жидкое орошение через контур 250 охлаждения. Остаток пара удаляется из процесса 200 как топливный газ, продаваемый газ или то и другое, в потоке 40.The lighter fumes exit the lower section 230 through the plate 216 with a chimney and come in contact with the sprayed liquid from the nozzles or nozzle assemblies 220 to spray the liquid. The steam then continues to rise through the upper distillation section 240 and is in contact with the reflux introduced into the column 225 through conduit 218. The steam leaves the column 225 through the conduit 214 of the overhead stream. Part of the steam returns to the top of column 225 as liquid irrigation through cooling circuit 250. The remainder of the steam is removed from process 200 as fuel gas, gas for sale, or both, in stream 40.

Контур 250 охлаждения верхнего погона включает перекрестный теплообменник 255 для извлечения энергии холода из пара, покидающего колонну через трубопровод 214. Поток 257 нагретого пара из теплообменника 255 сжимается в компрессоре 270 и охлаждается в охладителе 280. Часть потока 282 охлажденного пара проходит через теплообменник 255 и, по меньшей мере, частично конденсируется, чтобы образовать поток 254. По меньшей мере, частично сконденсированный поток 254 затем расширяется в детандере 255 и возвращается в верхнюю перегонную секцию 240 колонны 225 через трубопровод 218.The overhead cooling circuit 250 includes a cross heat exchanger 255 for extracting cold energy from the steam leaving the column through conduit 214. The heated steam flow 257 from heat exchanger 255 is compressed in compressor 270 and cooled in chiller 280. A portion of cooled steam 282 passes through heat exchanger 255 and, at least partially condensed to form stream 254. At least partially condensed stream 254 then expands in expander 255 and returns to the upper distillation section 240 of column 225 via tr boprovod 218.

Жидкость в верхней перегонной секции 240 собирается и отводится из колонны 225 через трубопровод 262. Жидкость в трубопроводе 262 может быть накоплена в сосуде 265 и возвращена в управляемую зону замораживания 235 через распылительные форсунки 220. Пар, поднимающийся через тарелку 216 с вытяжной трубой, встречает струю, выходящую из сопел 220. Здесь газообразный диоксид углерода из поднимающегося пара контактирует с распыляемой холодной жидкостью и замораживается. Твердый диоксид углерода падает на дно управляемой зоны замораживания 235 и собирается на тарелке 216 с вытяжной трубой. Уровень жидкости (возможно, содержащий некоторые расплавленные твердые частицы) поддерживается на дне управляемой зоны замораживания 235. Температура может управляться посредством внешнего нагревателя (не показан). Нагреватель может быть электрическим или любым другим подходящим и доступным источником тепла. Жидкость стекает вниз со дна управляемой зоны замораживания 235 через внешний трубопровод 272 в верхний конец донной перегонной секции 230.The liquid in the upper distillation section 240 is collected and discharged from column 225 through conduit 262. Fluid in conduit 262 can be accumulated in vessel 265 and returned to the controlled freezing zone 235 through spray nozzles 220. Steam rising through plate 216 with an exhaust pipe meets a jet emerging from the nozzles 220. Here, carbon dioxide gas from the rising vapor is in contact with the cold liquid sprayed and frozen. Solid carbon dioxide falls to the bottom of the controlled freezing zone 235 and is collected on a plate 216 with a chimney. The fluid level (possibly containing some molten solids) is maintained at the bottom of the controlled freezing zone 235. The temperature can be controlled by an external heater (not shown). The heater may be electric or any other suitable and affordable source of heat. The liquid flows down from the bottom of the controlled freezing zone 235 through an external conduit 272 to the upper end of the bottom distillation section 230.

Обратимся снова к фиг. 1, где удаляемый поток 50 объединяется с байпасным вторым потоком 30, чтобы образовать объединенный поток 60. В случае, когда удаляемый поток 50 имеет более низкое давление, чем второй поток 30, удаляемый поток 50 может нагнетаться до более высокого давления и затем испаряться с использованием перекрестного теплообмена с другим потоком процесса или другой нагревающей средой. Далее, удаляемый поток 50 может нагнетаться до более высокого давления и мгновенно испаряться в байпасный второй поток 30. Еще далее, удаляемый поток 50 с более низким давлением может испаряться и затем сжиматься до более высокого давления.Turning again to FIG. 1, where the removed stream 50 combines with the bypass second stream 30 to form a combined stream 60. In the case where the removed stream 50 has a lower pressure than the second stream 30, the removed stream 50 can be pressurized to a higher pressure and then evaporated using cross heat exchange with another process flow or other heating medium. Further, the removed stream 50 can be injected to a higher pressure and instantly evaporate into the bypass second stream 30. Still further, the removed stream 50 with a lower pressure can evaporate and then compress to a higher pressure.

В одном или большем числе вариантов осуществления удаляемый поток 50 и байпасный второй поток 30 смешиваются. Два потока 30, 50 могут быть смешаны в сосуде под давлением или статическом смесителе (не показаны). Альтернативно, потоки 30, 50 могут быть смешаны внутри трубопровода, имеющего достаточную длину и конфигурацию, чтобы удовлетворительно смешивать потоки.In one or more embodiments, the flow to be removed 50 and the bypass second flow 30 are mixed. Two streams 30, 50 may be mixed in a pressure vessel or static mixer (not shown). Alternatively, streams 30, 50 can be mixed within a pipeline that is of sufficient length and configuration to satisfactorily mix the streams.

В одном или большем числе вариантов осуществления объединенный поток 60 представляет собой газ с высоким молекулярным весом. Например, объединенный поток 60 может иметь удельный вес более чем 0,5. В одном или большем числе вариантов осуществления объединенный поток 60 имеет удельный вес более чем 0,6, более чем 0,7 или более чем 0,8. В одном или большем числе вариантов осуществления объединенный поток 60 имеет удельный вес более чем 1,0. В одном или большем числе вариантов осуществления объединенный поток 60 имеет удельный вес в диапазоне от низкого 0,5, 0,55 или 0,60 до высокого 0,7, 0,8 или 1,2. В одном или большем числе вариантов осуществления объединенный поток 60 имеет удельный вес от 0,5 до 1,0 или от 0,5 до 0,8.In one or more embodiments, the combined stream 60 is a high molecular weight gas. For example, the combined stream 60 may have a specific gravity greater than 0.5. In one or more embodiments, the combined stream 60 has a specific gravity of greater than 0.6, greater than 0.7, or greater than 0.8. In one or more embodiments, the combined stream 60 has a specific gravity greater than 1.0. In one or more embodiments, the combined stream 60 has a specific weight ranging from a low 0.5, 0.55, or 0.60 to a high 0.7, 0.8, or 1.2. In one or more embodiments, the combined stream 60 has a specific gravity of from 0.5 to 1.0, or from 0.5 to 0.8.

В одном или большем числе вариантов осуществления объединенный поток 60 имеет температуру более чем -20°С (-4°Е).In one or more embodiments, the combined stream 60 has a temperature of greater than -20 ° C (-4 ° E).

В одном или большем числе вариантов осуществления объединенный поток 60 имеет температуру более чем 0°С (32°Е). В одном или большем числе вариантов осуществления объединенный поток 60 имеет температуру более чем 10°С (50°Е) . В одном или большем числе вариантов осуществления объединенный поток 60 имеет температуру более чем 15,6°С (60°Е), 21,1°С (70°Е) или 26,7°С (80°Е). В одном или большем числе вариантов осуществления объединенный поток 60 имеет температуру в диапазоне от 21,1°С (70°Е) до 54,4°С (130°Е) или, альтернативно, от 26,7°С (80°Е) до 48,9°С (120°Е) .In one or more embodiments, the combined stream 60 has a temperature greater than 0 ° C (32 ° E). In one or more embodiments, the combined stream 60 has a temperature greater than 10 ° C (50 ° E). In one or more embodiments, the combined stream 60 has a temperature of more than 15.6 ° C (60 ° E), 21.1 ° C (70 ° E) or 26.7 ° C (80 ° E). In one or more embodiments, the combined stream 60 has a temperature in the range from 21.1 ° C (70 ° E) to 54.4 ° C (130 ° E) or, alternatively, from 26.7 ° C (80 ° E ) up to 48.9 ° С (120 ° Е).

Объединенный поток 60 может иметь давление менее чем приблизительно 300 бар, как, например, приблизительно 200 бар или менее или 150 бар или менее, или 100 бар или менее, в зависимости от требований процесса выше по потоку. Поэтому компрессор 150 используется, чтобы увеличить давление объединенного потока 60 для введения в коллектор 175 с более высоким давлением. В некоторых местоположениях коллектор 175 может иметь давление, которое равно или выше чем 250 бар, как, например, 300 бар или более, 400 бар или более или 500 бар или более, или 700 бар или более.The combined stream 60 may have a pressure of less than about 300 bar, such as about 200 bar or less, or 150 bar or less, or 100 bar or less, depending on the requirements of the upstream process. Therefore, the compressor 150 is used to increase the pressure of the combined stream 60 for introduction into the manifold 175 with a higher pressure. In some locations, the manifold 175 may have a pressure that is equal to or higher than 250 bar, such as 300 bar or more, 400 bar or more, or 500 bar or more, or 700 bar or more.

- 5 014650- 5 014650

Молекулярный вес объединенного потока 60 может зависеть от концентрации диоксида углерода и сероводорода в потоке. В одном или большем числе вариантов осуществления объединенный поток 60 включает вплоть до 50 об.% диоксида углерода. В одном или большем числе вариантов осуществления объединенный поток 60 включает вплоть до 50 об.% сероводорода. В одном или большем числе вариантов осуществления объединенный поток 60 включает от приблизительно 5 об.% диоксида углерода до приблизительно 40 об.% диоксида углерода. В одном или большем числе вариантов осуществления объединенный поток 60 включает от приблизительно 5 до приблизительно 40 об.% сероводорода.The molecular weight of the combined stream 60 may depend on the concentration of carbon dioxide and hydrogen sulfide in the stream. In one or more embodiments, the combined stream 60 comprises up to 50% by volume of carbon dioxide. In one or more embodiments, the combined stream 60 comprises up to 50% by volume of hydrogen sulfide. In one or more embodiments, the combined stream 60 comprises from about 5% by volume of carbon dioxide to about 40% by volume of carbon dioxide. In one or more embodiments, the combined stream 60 comprises from about 5 to about 40 volume% hydrogen sulfide.

В некоторых вариантах осуществления объединенный поток включает более чем 10 об.% метана и/или этана. В альтернативных вариантах осуществления объединенный поток содержит более чем 20, 30, 40 или 50 об.% метана и/или этана. В некоторых вариантах осуществления объединенный поток включает более чем 10 об.% ме об.% метана.In some embodiments, the combined stream comprises more than 10% by volume of methane and / or ethane. In alternative embodiments, the combined stream contains more than 20, 30, 40, or 50% by volume of methane and / or ethane. In some embodiments, the combined stream comprises more than 10 vol.% IU vol.% Methane.

Любой компрессор 150, способный работать в условиях кислого газа, как, например, поршневой или центробежный компрессор, может быть использован. Предпочтительно компрессор 150 может работать в рабочих условиях кислого газа при высоком давлении на выходе. Как упомянуто выше, давление на выходе компрессора 150 больше чем 250 бар, как, например, 300 бар или более, 400 бар или более, или 500 бар или более, или 700 бар или более. В одном или большем числе вариантов осуществления давление на выходе компрессора 150 находится в диапазоне от низкого 250, 300 или 350 бар до высокого 500, 600 или 700 бар. В одном или большем числе вариантов осуществления давление на выходе компрессора 150 составляет от 300 до 700 бар. В одном или большем числе вариантов осуществления давление на выходе компрессора 150 составляет от 300 до 500 бар. В одном или большем числе вариантов осуществления давление на выходе компрессора 150 составляет от 500 до 700 бар.Any compressor 150 capable of operating under an acid gas condition, such as a piston or centrifugal compressor, may be used. Preferably, compressor 150 may operate under acidic gas operating conditions at high outlet pressure. As mentioned above, the outlet pressure of the compressor 150 is greater than 250 bar, such as 300 bar or more, 400 bar or more, or 500 bar or more, or 700 bar or more. In one or more embodiments, the pressure at the outlet of the compressor 150 ranges from a low 250, 300 or 350 bar to a high 500, 600 or 700 bar. In one or more embodiments, the pressure at the outlet of the compressor 150 is from 300 to 700 bar. In one or more embodiments, the pressure at the outlet of the compressor 150 is from 300 to 500 bar. In one or more embodiments, the pressure at the outlet of the compressor 150 is from 500 to 700 bar.

В одном или большем числе вариантов осуществления компрессор 150 должен иметь возможность сжатия сверхкритической жидкости. Как упомянуто выше, объединенный поток 60 может иметь высокий молекулярный вес. Газ с таким высоким молекулярным весом представляет собой газ в режиме всасывания в компрессор 150, но может входить в сверхкритическую фазу при давлениях на выходе, указанных выше. Термин сверхкритическая фаза относится к плотной жидкости, которая поддерживается выше ее критической температуры. Критическая температура представляет собой температуру, выше которой жидкость не может быть сжижена посредством повышения давления. Сверхкритическая жидкость типично является сжимаемой, подобно газу, но является более плотной, чем газ, то есть более подобной жидкости. Подходящие компрессоры для рабочих условий сверхкритической жидкости имеют специально сконструированные уплотнения, динамические характеристики ротора, металлические компоненты и эластомерные компоненты. Например, уплотнения должны быть полностью дублированными, чтобы гарантировать работу без утечек при всех режимах. Динамика ротора должна иметь возможность обрабатывать газ с высоким молекулярным весом, приближающимся к плотной фазе. Металлические компоненты должны оказывать сопротивление уровням коррозии от сероводорода без растрескивания, и эластомерные компоненты должны противостоять высокому давлению сероводорода и диоксида углерода без аварий в продолжение разгерметизации.In one or more embodiments, compressor 150 must be capable of compressing supercritical fluid. As mentioned above, the combined stream 60 may have a high molecular weight. A gas of such high molecular weight is a gas in the suction mode of compressor 150, but may enter the supercritical phase at the outlet pressures specified above. The term supercritical phase refers to a dense fluid that is maintained above its critical temperature. The critical temperature is the temperature above which a liquid cannot be liquefied by increasing the pressure. A supercritical fluid is typically compressible, like gas, but is denser than a gas, that is, a more similar fluid. Suitable compressors for supercritical fluid operating conditions have specially designed seals, dynamic characteristics of the rotor, metallic components and elastomeric components. For example, seals must be completely duplicated to ensure leak-free operation in all modes. The rotor dynamics must be able to handle high molecular weight gas approaching the dense phase. Metal components must resist hydrogen sulfide corrosion levels without cracking, and elastomeric components must withstand high hydrogen sulfide and carbon dioxide pressure without crashes during depressurization.

На фиг. 3 схематически изображен альтернативный вариант осуществления процесса 100, описанного со ссылкой на фиг. 1. В этом процессе 300 поток 10 углеводорода разделяется в блоке 310 для разделения при низкой температуре, чтобы удалить любые конденсируемые жидкости из потока 10 углеводорода перед разделением потока 10 углеводорода на первый поток 20 и второй поток 30. Например, поток 10 углеводорода может быть охлажден в охладителе или адиабатически расширен с использованием устройства для расширения. Предпочтительно поток 10 углеводорода охлаждается или расширяется в режиме, достаточном для обеспечения потока 12 конденсата, содержащего этан, пропан, бутан и менее чем 20% по объему кислого газа из потока 10 углеводорода. Подходящий охладитель включает теплообменник, использующий перекрестный теплообмен с другими потоками процесса или внешним потоком охлаждения. Подходящие устройства для расширения включают, но не ограничиваются этим, вентиль Джоуля-Томпсона (1-Т) или турбодетандер. Охлажденный поток 10 углеводорода затем разделяется, чтобы обеспечить поток 11 газа и поток 12 конденсата. Поток 12 конденсата может затем быть очищен, фракционирован и продан.FIG. 3 schematically depicts an alternative embodiment of the process 100 described with reference to FIG. 1. In this process 300, hydrocarbon stream 10 is separated in block 310 for low temperature separation to remove any condensable liquids from hydrocarbon stream 10 before dividing hydrocarbon stream 10 to first stream 20 and second stream 30. For example, hydrocarbon stream 10 can be cooled in a cooler or adiabatically expanded using an expansion device. Preferably, hydrocarbon stream 10 is cooled or expanded in a mode sufficient to provide condensate stream 12 containing ethane, propane, butane, and less than 20% by volume of acid gas from hydrocarbon stream 10. A suitable chiller includes a heat exchanger that uses cross-heat exchange with other process streams or external cooling flow. Suitable expansion devices include, but are not limited to, a Joule-Thompson valve (1-T) or a turbo expander. The cooled hydrocarbon stream 10 is then separated to provide a gas stream 11 and a condensate stream 12. Condensate stream 12 can then be purified, fractionated and sold.

В одном или большем числе вариантов осуществления поток 10 углеводорода может быть обезвожен, чтобы удалить воду перед блоком 310 для разделения при низкой температуре, как показано на фиг.In one or more embodiments, the hydrocarbon stream 10 may be dehydrated to remove water before the low temperature separation unit 310, as shown in FIG.

3. Любая технология для удаления воды из газообразного потока может быть использована. Например, поток 10 углеводорода может быть обезвожен посредством прохода потока 10 через слой 320 набивки из молекулярных сит. Хотя и не показано, поток 11 газа может быть обезвожен вместо или в дополнение к обезвоживанию потока 10 углеводорода, как описано выше. Далее один или оба отдельных отделенных потока 20, 30 могут быть обезвожены вместо или в дополнение к обезвоживанию потока 10 углеводорода, как описано выше.3. Any technology for removing water from a gaseous stream can be used. For example, hydrocarbon stream 10 may be dehydrated by passing stream 10 through a layer of molecular sieve gasket 320. Although not shown, gas stream 11 may be dewatered instead of or in addition to dehydrating hydrocarbon stream 10, as described above. Further, one or both of the individual separated streams 20, 30 may be dewatered instead of or in addition to dehydrating the hydrocarbon stream 10, as described above.

Конкретные варианты осуществления пунктов формулы изобретенияSpecific embodiments of the claims

Различные конкретные варианты осуществления описаны ниже, по меньшей мере часть из них также излагается в пунктах формулы изобретения. Например, по меньшей мере один конкретный вариантVarious specific embodiments of described below, at least some of them are also described in the claims. For example, at least one specific option

- 6 014650 осуществления направлен на способ обработки углеводорода посредством разделения потока углеводорода, содержащего метан и кислый газ, на первый поток и второй поток. Первый поток обрабатывается, чтобы удалить из него часть кислого газа, посредством этого производя третий поток, состоящий, по существу, из кислого газа, удаленного из первого потока, и четвертый поток, содержащий менее чем 100 млн.д. содержащих серу соединений. Второй поток затем объединяется с третьим потоком, чтобы получить объединенный поток, который затем сжимается и проходит в подземный коллектор. Объединенный поток сжимается до давления приблизительно 200 бар или более перед проходом объединенного потока в подземный коллектор.- 6 014650 implementation directed to the method of processing hydrocarbon by separating the flow of hydrocarbon containing methane and acid gas, the first stream and the second stream. The first stream is processed to remove a portion of the acid gas from it, thereby producing a third stream consisting essentially of acid gas removed from the first stream, and a fourth stream containing less than 100 ppm. containing sulfur compounds. The second stream is then combined with the third stream to obtain a combined stream, which is then compressed and passes into the underground reservoir. The combined stream is compressed to a pressure of approximately 200 bar or more before passing the combined stream to the subterranean reservoir.

В одном или большем числе вариантов осуществления, описанных выше или в другом месте описания, поток углеводорода может быть, по меньшей мере, частично испарен в режиме, достаточном для производства первого потока, имеющего одно или большее число содержащих серу соединений и по меньшей мере 2 об.% диоксида углерода по отношению к общему объему второго потока, и второй поток, имеющий один или большее число углеводородов, которые включают четыре или большее число атомов углерода.In one or more of the embodiments described above or elsewhere in the description, the hydrocarbon stream may be at least partially evaporated in a regime sufficient to produce a first stream having one or more sulfur-containing compounds and at least 2 vol. .% carbon dioxide in relation to the total volume of the second stream, and the second stream having one or more hydrocarbons, which include four or more carbon atoms.

По меньшей мере один другой конкретный вариант осуществления направлен на способ производства природного газа. В одном или большем числе вариантов осуществления этот способ обеспечивает первый поток углеводорода, содержащий метан и кислый газ, и второй поток углеводорода, содержащий метан и кислый газ. Первый поток обрабатывается, чтобы удалить из него часть кислого газа, посредством этого производя третий поток, содержащий кислый газ, удаленный из второго потока, и четвертый поток, содержащий менее чем 100 млн.д. содержащих серу соединений. Второй поток объединяется с третьим потоком, чтобы получить объединенный поток, который сжимается и проходит в подземный коллектор, как описано. Четвертый поток конденсируется или сжижается, чтобы образовать поток сжиженного природного газа. Поток сжиженного природного газа может сохраняться, транспортироваться или продаваться на месте работ.At least one other particular embodiment is directed to a method for producing natural gas. In one or more embodiments, this method provides a first hydrocarbon stream containing methane and acid gas, and a second hydrocarbon stream containing methane and acid gas. The first stream is processed to remove a portion of the acid gas from it, thereby producing a third stream containing an acid gas removed from the second stream and a fourth stream containing less than 100 ppm. containing sulfur compounds. The second stream is combined with the third stream to obtain a combined stream, which is compressed and passes into the underground reservoir, as described. The fourth stream is condensed or liquefied to form a stream of liquefied natural gas. The stream of liquefied natural gas can be stored, transported or sold on site.

Некоторые отличительные черты состава были описаны с использованием множества числовых верхних пределов и множества числовых нижних пределов. Необходимо оценить, что рассматриваются диапазоны от любого нижнего предела до любого верхнего предела, если не указано иное. Некоторые нижние пределы, верхние пределы и диапазоны появляются в одном или большем числе пунктов формулы изобретения ниже. Все числовые величины представляют собой примерно или приблизительно указанные величины, и принимается в расчет ошибка эксперимента и варианты, которые могут предполагаться специалистом в этой области техники. Кроме того, все патенты, процедуры испытаний и другие документы, цитируемые в этой заявке полностью, включены посредством ссылки в такой степени, в которой подобное описание не противоречит этой заявке и всем юрисдикциям, в которых такое включение разрешается.Some compositional features have been described using multiple numeric upper limits and multiple numerical lower limits. It should be appreciated that ranges from any lower limit to any upper limit are considered, unless otherwise indicated. Some lower limits, upper limits and ranges appear in one or more of the claims below. All numerical values are approximately or approximately the indicated values, and the experimental error and variants that can be assumed by a person skilled in the art are taken into account. In addition, all patents, test procedures and other documents cited in this application in full are incorporated by reference to the extent that such a description does not contradict this application and all jurisdictions in which such incorporation is permitted.

В то время как предшествующее обращено к вариантам осуществления настоящего изобретения, другие и дополнительные варианты осуществления изобретения могут быть изобретены без выхода за рамки его основного объема, и его объем определяется формулой изобретения, которая следует далее.While the foregoing refers to embodiments of the present invention, other and further embodiments of the invention may be invented without departing from its basic scope, and its scope is defined by the claims that follow.

Claims (36)

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯCLAIM 1. Способ обработки углеводородного потока с получением очищенного от содержащих серу соединений природного газа и обратной закачкой углеводородного потока с содержащими серу соединениями, включающий подачу первого углеводородного потока (20), содержащего метан и кислый газ, и второго углеводородного потока (30), содержащего метан и кислый газ;1. The method of processing a hydrocarbon stream to obtain purified from sulfur-containing compounds of natural gas and re-injection of a hydrocarbon stream with sulfur-containing compounds, including the supply of the first hydrocarbon stream (20) containing methane and acid gas, and the second hydrocarbon stream (30) containing methane and sour gas; удаление из первого потока части кислого газа, в результате чего получают третий поток (50), содержащий кислый газ, удаленный из первого потока (20), и четвертый поток (40), представляющий собой очищенный природный газ, содержащий менее чем 100 млн д. содержащих серу соединений;removing from the first stream a portion of the acid gas, resulting in a third stream (50) containing acid gas removed from the first stream (20) and a fourth stream (40), which is purified natural gas containing less than 100 ppm,. containing sulfur compounds; объединение второго потока (30) с третьим потоком (50), чтобы получить объединенный поток (60); сжатие объединенного потока (60);combining the second stream (30) with the third stream (50) to obtain the combined stream (60); compression of the combined stream (60); проход объединенного потока (60) в подземный коллектор (175).passage of the combined stream (60) to the underground reservoir (175). 2. Способ по п.1, дополнительно включающий сжижение четвертого потока (40) с получением потока сжиженного природного газа и его последующую транспортировку из первого местоположения во второе местоположение.2. The method according to claim 1, further comprising liquefying the fourth stream (40) to obtain a stream of liquefied natural gas and its subsequent transportation from the first location to the second location. 3. Способ по п.2, дополнительно включающий регазификацию потока сжиженного природного газа в газообразное состояние.3. The method of claim 2, further comprising regasifying the liquefied natural gas stream to a gaseous state. 4. Способ по п.1, в котором на стадии сжатия объединенный поток (60) входит в компрессор (150) как газ и выходит из компрессора как сверхкритическая жидкость.4. The method according to claim 1, wherein in the compression stage, the combined stream (60) enters the compressor (150) as gas and exits the compressor as a supercritical fluid. 5. Способ по п.1, в котором первый (20) и второй (30) потоки получают в результате разделения подаваемого потока (11) на указанные первый (20) и второй (30) потоки.5. The method according to claim 1, in which the first (20) and second (30) streams are obtained by dividing the feed stream (11) into said first (20) and second (30) streams. 6. Способ по п.1, в котором первый (20) и второй (30) потоки получают из двух различных источников.6. The method according to claim 1, in which the first (20) and second (30) streams are obtained from two different sources. - 7 014650- 7 014650 7. Способ по п.1, в котором объединение второго (30) и третьего (50) потоков в объединенный поток (60) осуществляют путем их смешивания в статическом смесителе перед направлением объединенного потока (60) в подземный коллектор (175).7. The method according to claim 1, wherein combining the second (30) and third (50) streams into the combined stream (60) is performed by mixing them in a static mixer before directing the combined stream (60) to the underground collector (175). 8. Способ по п.1, в котором объединение второго (30) и третьего (50) потоков в объединенный поток (60) осуществляют с использованием сосуда под давлением перед проходом объединенного потока (60) в подземный коллектор (175).8. The method of claim 1, wherein combining the second (30) and third (50) streams into the combined stream (60) is performed using a pressure vessel before passing the combined stream (60) to the underground reservoir (175). 9. Способ по п.1, в котором объединенный поток (60) сжимают до давления приблизительно 250 бар или более.9. The method according to claim 1, in which the combined stream (60) is compressed to a pressure of approximately 250 bar or more. 10. Способ по п.1, в котором объединенный поток (60) сжимают до давления приблизительно 500 бар или более.10. The method according to claim 1, in which the combined stream (60) is compressed to a pressure of approximately 500 bar or more. 11. Способ по п.1, в котором на стадии сжатия объединенный поток (60) представляет собой сверхкритическую жидкость в режиме нагнетания.11. The method according to claim 1, in which at the stage of compression of the combined stream (60) is a supercritical fluid in the mode of injection. 12. Способ по п.5, дополнительно включающий удаление воды из углеводородного потока (11) перед его разделением на первый поток (20) и второй поток (30).12. The method according to claim 5, further comprising removing water from the hydrocarbon stream (11) before separating it into the first stream (20) and the second stream (30). 13. Способ по п.1, дополнительно включающий удаление воды из второго потока (30) перед его объединением с третьим потоком (50).13. The method according to claim 1, further comprising removing water from the second stream (30) before combining it with the third stream (50). 14. Способ по п.1, дополнительно включающий удаление воды из третьего потока (50) перед его объединением со вторым потоком (30).14. The method according to claim 1, further comprising removing water from the third stream (50) before combining it with the second stream (30). 15. Способ по п.1, в котором обработка первого потока (20) включает его взаимодействие с одним или большим числом аминсодержащих растворителей.15. The method according to claim 1, in which the processing of the first stream (20) includes its interaction with one or more amine-containing solvents. 16. Способ по п.1, в котором обработка первого потока (20) включает приведение его в контакт с ΜΌΕΆ.16. The method according to claim 1, wherein the processing of the first stream (20) involves bringing it into contact with ΜΌΕΆ. 17. Способ по п.1, в котором обработка первого потока (20) включает его обработку с использованием криогенной перегонки.17. The method according to claim 1, wherein the processing of the first stream (20) includes its processing using cryogenic distillation. 18. Способ по п.5, в котором по меньшей мере 10 об.% углеводородного потока (11) отделяют в первый поток (20).18. The method according to claim 5, in which at least 10% by volume of the hydrocarbon stream (11) is separated into the first stream (20). 19. Способ по п.5, в котором по меньшей мере 50 об.% углеводородного потока (11) отделяют в первый поток (20).19. The method according to claim 5, in which at least 50% by volume of the hydrocarbon stream (11) is separated into the first stream (20). 20. Способ по п.5, в котором по меньшей мере 20 об.% углеводородного потока (11) отделяют во второй поток (30).20. The method according to claim 5, in which at least 20% by volume of the hydrocarbon stream (11) is separated into the second stream (30). 21. Способ по п.1, в котором четвертый поток (40) представляет собой поток очищенного природного газа, предназначенный для потребления в качестве топлива и/или для продажи.21. The method according to claim 1, in which the fourth stream (40) is a stream of purified natural gas, intended for consumption as fuel and / or for sale. 22. Способ по п.5, в котором разделение подаваемого потока (11) по соотношению между объемами первого (20) и второго (30) потоков определяется объемом четвертого потока (40), который предназначен для потребления в качестве топлива и/или для продажи.22. The method according to claim 5, in which the separation of the feed stream (11) by the ratio between the volumes of the first (20) and second (30) streams is determined by the volume of the fourth stream (40), which is intended for consumption as fuel and / or for sale . 23. Способ по п.1, в котором разделение подаваемого потока (11) по соотношению между объемами первого (20) и второго (30) потоков определяется объемом второго потока (30), который нужен, чтобы достичь давления нагнетания 300 бар или более на стадии сжатия.23. The method according to claim 1, wherein the separation of the feed stream (11) by the ratio between the volumes of the first (20) and second (30) streams is determined by the volume of the second stream (30), which is needed to achieve a discharge pressure of 300 bar or more by stage of compression. 24. Способ по п.1, в котором четвертый поток (40) содержит метан, азот и гелий.24. The method according to claim 1, in which the fourth stream (40) contains methane, nitrogen and helium. 25. Способ по п.1, в котором третий поток (50) содержит диоксид углерода, одно или большее число содержащих серу соединений, этан и углеводороды, имеющие три или большее число атомов углерода.25. The method according to claim 1, wherein the third stream (50) contains carbon dioxide, one or more sulfur-containing compounds, ethane and hydrocarbons having three or more carbon atoms. 26. Способ обработки углеводородного газа с получением очищенного от содержащих серу соединений природного газа и обратной закачкой углеводородного потока с содержащими серу соединениями, согласно которому26. A method of treating a hydrocarbon gas to produce a natural gas purified from sulfur-containing compounds and to re-inject a hydrocarbon stream with sulfur-containing compounds, according to which Осуществляют, по меньшей мере, частичное разделение подаваемого на обработку углеводородного потока (11), содержащего метан, этан, пропан, диоксид углерода, воду, одно или большее число содержащих серу соединений и от 0,5 до 10 об.% одного или большего числа углеводородов, имеющих четыре или большее число атомов углерода, в режиме, достаточном, чтобы производить первый поток (20) и второй поток (30);At least a partial separation of the hydrocarbon stream (11) supplied to the processing is carried out, containing methane, ethane, propane, carbon dioxide, water, one or more sulfur-containing compounds, and from 0.5 to 10% by volume of one or more hydrocarbons having four or more carbon atoms, in a mode sufficient to produce the first stream (20) and the second stream (30); осуществляют перегонку первого потока (20) в перегонной колонне (225), имеющей управляемую зону (235) замораживания, чтобы производить третий поток (50), содержащий кислый газ, и четвертый поток (40), представляющий собой очищенный природный газ;carry out the distillation of the first stream (20) in the distillation column (225), having a controlled freezing zone (235), to produce a third stream (50) containing acid gas, and a fourth stream (40), which is purified natural gas; осуществляют проход второго потока (30) вокруг перегонной колонны (225) и смешение обходящего байпасом второго потока (30) с третьим потоком (50), чтобы получить объединенный поток (60); и осуществляют проход объединенного потока (60) в подземный коллектор (175).carry out the passage of the second flow (30) around the distillation column (225) and mixing the bypassing second flow (30) with the third flow (50) to obtain the combined flow (60); and carry out the passage of the combined stream (60) in the underground reservoir (175). 27. Способ по п.26, в котором указанное разделение включает испарение.27. The method according to p. 26, in which the specified separation includes evaporation. 28. Способ по п.26, который проводят при давлении, равном или выше 30 бар.28. The method according to p. 26, which is carried out at a pressure equal to or above 30 bar. 29. Способ по п.26, который проводят при температуре, равной или ниже -40°С.29. The method according to p. 26, which is carried out at a temperature equal to or below -40 ° C. 30. Способ по п.26, в котором перегонку второго потока (30) осуществляют в присутствии холодильного агента.30. The method according to claim 26, wherein the distillation of the second stream (30) is carried out in the presence of a refrigerant. 31. Способ по п.26, в котором углеводородный поток (11) содержит от приблизительно 2 до при31. The method according to p, in which the hydrocarbon stream (11) contains from about 2 to - 8 014650 близительно 65 об.% диоксида углерода.- 8 014650 approximately 65% by volume of carbon dioxide. 32. Способ по п.26, дополнительно включающий сжатие объединенного потока (60) до давления 700 бар или более перед проходом объединенного потока в коллектор (175).32. The method of claim 26, further comprising compressing the combined stream (60) to a pressure of 700 bar or more before passing the combined stream to the manifold (175). 33. Способ по п.26, дополнительно включающий удаление воды из углеводородного потока (11) перед его разделением.33. The method of claim 26, further comprising removing water from the hydrocarbon stream (11) before separating it. 34. Способ по п.26, дополнительно включающий удаление воды из углеводородного потока (11) перед его разделением, в котором воду удаляют посредством контакта углеводородного потока (11) с молекулярным ситом.34. The method of claim 26, further comprising removing water from the hydrocarbon stream (11) before separating it, in which water is removed by contacting the hydrocarbon stream (11) with a molecular sieve. 35. Способ по п.26, дополнительно включающий удаление воды из первого потока (20) перед его перегонкой в перегонной колонне (225), имеющей управляемую зону (235) замораживания.35. The method of claim 26, further comprising removing water from the first stream (20) before it is distilled in a distillation column (225) having a controlled freezing zone (235). 36. Способ по п.26, дополнительно включающий удаление воды из первого потока (20) перед его перегонкой в перегонной колонне (225), имеющей управляемую зону замораживания (235), в котором воду удаляют посредством контакта первого потока (20) с молекулярным ситом.36. The method of claim 26, further comprising removing water from the first stream (20) before it is distilled in a distillation column (225) having a controlled freezing zone (235), in which water is removed by contacting the first stream (20) with a molecular sieve .
EA200701206A 2004-12-03 2005-10-19 A method for hydrocarbon processing purified from sulfur-containing compounds EA014650B1 (en)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US63336104P 2004-12-03 2004-12-03
PCT/US2005/038236 WO2006062595A1 (en) 2004-12-03 2005-10-19 Integrated acid gas and sour gas reinjection process

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200701206A1 EA200701206A1 (en) 2007-10-26
EA014650B1 true EA014650B1 (en) 2010-12-30

Family

ID=34956547

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200701206A EA014650B1 (en) 2004-12-03 2005-10-19 A method for hydrocarbon processing purified from sulfur-containing compounds

Country Status (5)

Country Link
US (1) US20080034789A1 (en)
EP (1) EP1819976A4 (en)
CA (1) CA2583120C (en)
EA (1) EA014650B1 (en)
WO (1) WO2006062595A1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2467788C1 (en) * 2011-06-02 2012-11-27 Сергей Анатольевич Щелкунов Method of cleaning waste gases from sulfur dioxide

Families Citing this family (40)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AU2007345353B2 (en) * 2007-01-19 2013-02-21 Exxonmobil Upstream Research Company Integrated controlled freeze zone (CFZ) tower and dividing wall (DWC) for enhanced hydrocarbon recovery
US20100018248A1 (en) * 2007-01-19 2010-01-28 Eleanor R Fieler Controlled Freeze Zone Tower
US7772449B2 (en) * 2007-08-01 2010-08-10 Stone & Webster Process Technology, Inc. Removal of acid gases and sulfur compounds from hydrocarbon gas streams in a caustic tower
BRPI0917687A2 (en) * 2008-08-29 2015-12-01 Shell Int Research process for removing gaseous contaminants from a feed gas stream, and cryogenic separation device.
MY155414A (en) 2009-04-20 2015-10-15 Exxonmobil Upstream Res Co Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream, and method of removing acid gases
WO2011014345A1 (en) * 2009-07-30 2011-02-03 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for removing heavy hydrocarbons and acid gases from a hydrocarbon gas stream
WO2011046658A1 (en) 2009-09-09 2011-04-21 Exxonmobil Upstream Research Company Cryogenic system for removing acid gasses from a hydrocarbon gas stream
CN102597671B (en) * 2009-11-02 2015-11-25 埃克森美孚上游研究公司 From hydrocarbon stream, remove sour gas and remove the cryogenic system of hydrogen sulfide
SG182308A1 (en) * 2010-01-22 2012-08-30 Exxonmobil Upstream Res Co Removal of acid gases from a gas stream, with co2 capture and sequestration
MY169968A (en) 2010-02-03 2019-06-19 Exxonmobil Upstream Res Co Systems and methods for using cold liquid to remove solidifiable gas components from process gas streams
EA021899B1 (en) 2010-07-30 2015-09-30 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Cryogenic systems for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream using co-current separation devices
US20130025317A1 (en) 2011-06-15 2013-01-31 L'Air Liguide Societe Anonyme Pour L' Etude Et L' Exploitation Des Procedes Georges Claude Process for Removing Carbon Dioxide From a Gas Stream using Desublimation
AU2013235610B2 (en) 2012-03-21 2015-11-19 Exxonmobil Upstream Research Company Separating carbon dioxide and ethane from a mixed stream
CA2924402C (en) 2013-12-06 2017-11-21 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating a feed stream using radiation detectors
CA2925404C (en) 2013-12-06 2018-02-06 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of dehydrating a feed stream processed in a distillation tower
WO2015084495A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of maintaining a liquid level in a distillation tower
US9823016B2 (en) 2013-12-06 2017-11-21 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of modifying a liquid level during start-up operations
US9869511B2 (en) 2013-12-06 2018-01-16 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a spray assembly
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
US9874395B2 (en) 2013-12-06 2018-01-23 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for preventing accumulation of solids in a distillation tower
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
CN105723171B (en) 2013-12-06 2018-06-05 埃克森美孚上游研究公司 The method and apparatus for making solid adhesion unstable using heating facility and/or preventing the separation hydrocarbon and pollutant of solid adhesion
US9504984B2 (en) 2014-04-09 2016-11-29 Exxonmobil Upstream Research Company Generating elemental sulfur
EA032849B1 (en) 2014-04-22 2019-07-31 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Method for starting up a distillation tower and system therefor
US9784498B2 (en) 2014-06-11 2017-10-10 Exxonmobil Upstream Research Company Method for separating a feed gas in a column
AU2015288292B2 (en) 2014-07-08 2018-03-15 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for separating fluids in a distillation tower
US9823017B2 (en) 2014-10-22 2017-11-21 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of controlling a temperature within a melt tray assembly of a distillation tower
CA2966991C (en) 2014-11-17 2019-04-09 Exxonmobil Upstream Research Company Heat exchange mechanism for removing contaminants from a hydrocarbon vapor stream
EA201791479A1 (en) 2014-12-30 2017-12-29 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани PANEL ASSEMBLY FOR ASSEMBLY AND MELTING, INTENDED FOR DISTILLATION COLUMNS
CA2972796C (en) 2015-02-27 2019-08-13 Exxonmobil Upstream Research Company Reducing refrigeration and dehydration load for a feed stream entering a cryogenic distillation process
EA201890091A1 (en) 2015-06-22 2018-05-31 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани BLOWING UP TO INTERMEDIATE PRESSURE IN CRYOGENOUS DISTILLATION
CA2994812C (en) * 2015-09-18 2020-03-10 Exxonmobil Upstream Research Company Heating component to reduce solidification in a cryogenic distillation system
WO2017052922A2 (en) 2015-09-24 2017-03-30 Exxonmobil Upstream Research Company Treatment plant for hydrocarbon gas having variable contaminant levels
US10874979B2 (en) 2015-12-03 2020-12-29 Air Liquide Advanced Technologies U.S. Llc Method and system for purification of natural gas using membranes
WO2017172321A1 (en) * 2016-03-30 2017-10-05 Exxonmobil Upstream Research Company Self-sourced reservoir fluid for enhanced oil recovery
US10589215B2 (en) 2017-09-21 2020-03-17 Air Liquide Advanced Technologies U.S. Llc Production of biomethane using multiple types of membrane
US20190381450A1 (en) * 2018-06-19 2019-12-19 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Systems, processes and methods for concentrating acid gas and producing hydrocarbon liquid with a membrane separation system
US11306267B2 (en) 2018-06-29 2022-04-19 Exxonmobil Upstream Research Company Hybrid tray for introducing a low CO2 feed stream into a distillation tower
WO2020005553A1 (en) 2018-06-29 2020-01-02 Exxonmobil Upstream Research Company (Emhc-N1.4A.607) Mixing and heat integration of melt tray liquids in a cryogenic distillation tower
RU2750013C1 (en) * 2020-11-17 2021-06-21 Общество с ограниченной ответственностью "АЭРОГАЗ" (ООО "АЭРОГАЗ") Method for injecting gas into reservoir (options)

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5062270A (en) * 1990-08-31 1991-11-05 Exxon Production Research Company Method and apparatus to start-up controlled freezing zone process and purify the product stream
US5956971A (en) * 1997-07-01 1999-09-28 Exxon Production Research Company Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component
US20020062735A1 (en) * 2000-09-26 2002-05-30 Lecomte Fabrice Process for pretreating a natural gas containing acid gases
US20020124594A1 (en) * 2000-05-02 2002-09-12 Alexandre Rojey Process and device for separation of at least one acid gas that is contained in a gas mixture

Family Cites Families (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2960837A (en) * 1958-07-16 1960-11-22 Conch Int Methane Ltd Liquefying natural gas with low pressure refrigerants
US3848427A (en) * 1971-03-01 1974-11-19 R Loofbourow Storage of gas in underground excavation
DE3308088A1 (en) * 1983-03-08 1984-09-27 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen METHOD FOR REMOVING CO (DOWN ARROW) 2 (DOWN ARROW) AND / OR H (DOWN ARROW) 2 (DOWN ARROW) S FROM GASES
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
US4923493A (en) * 1988-08-19 1990-05-08 Exxon Production Research Company Method and apparatus for cryogenic separation of carbon dioxide and other acid gases from methane
US5120338A (en) * 1991-03-14 1992-06-09 Exxon Production Research Company Method for separating a multi-component feed stream using distillation and controlled freezing zone
US5819555A (en) * 1995-09-08 1998-10-13 Engdahl; Gerald Removal of carbon dioxide from a feed stream by carbon dioxide solids separation
CA2177449C (en) * 1996-05-20 2003-04-29 Barry Steve Marjanovich Process for treating a gas stream to selectively separate acid gases therefrom
ID24280A (en) * 1997-07-01 2000-07-13 Exxon Production Research Co PROCESS FOR SEPARATING MULTI-COMPONENT GAS FLOWS CONTAINING MOST NOT THE COMPONENTS WHICH CAN FROZE
US6511803B1 (en) * 1997-10-10 2003-01-28 President And Fellows Of Harvard College Replica amplification of nucleic acid arrays
US5983663A (en) * 1998-05-08 1999-11-16 Kvaerner Process Systems, Inc. Acid gas fractionation
US6605138B2 (en) * 1999-04-21 2003-08-12 Matthew T. Frondorf Apparatus and method for exclusively removing VOC from regeneratable solvent in a gas sweetening system
US6581618B2 (en) * 2001-05-25 2003-06-24 Canatxx Energy, L.L.C. Shallow depth, low pressure gas storage facilities and related methods of use
MY129091A (en) * 2001-09-07 2007-03-30 Exxonmobil Upstream Res Co Acid gas disposal method
MY128178A (en) * 2001-09-07 2007-01-31 Exxonmobil Upstream Res Co High-pressure separation of a multi-components gas
KR101125389B1 (en) * 2004-06-30 2012-03-27 엘지전자 주식회사 A dial knob structure and manufacturing method of a washing machine

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5062270A (en) * 1990-08-31 1991-11-05 Exxon Production Research Company Method and apparatus to start-up controlled freezing zone process and purify the product stream
US5956971A (en) * 1997-07-01 1999-09-28 Exxon Production Research Company Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component
US20020124594A1 (en) * 2000-05-02 2002-09-12 Alexandre Rojey Process and device for separation of at least one acid gas that is contained in a gas mixture
US20020062735A1 (en) * 2000-09-26 2002-05-30 Lecomte Fabrice Process for pretreating a natural gas containing acid gases

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2467788C1 (en) * 2011-06-02 2012-11-27 Сергей Анатольевич Щелкунов Method of cleaning waste gases from sulfur dioxide

Also Published As

Publication number Publication date
US20080034789A1 (en) 2008-02-14
WO2006062595A1 (en) 2006-06-15
EA200701206A1 (en) 2007-10-26
EP1819976A4 (en) 2012-04-04
EP1819976A1 (en) 2007-08-22
CA2583120A1 (en) 2006-06-15
CA2583120C (en) 2014-03-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA014650B1 (en) A method for hydrocarbon processing purified from sulfur-containing compounds
CA2972705C (en) Separating impurities from a fluid stream using multiple co-current contactors
DK179711B1 (en) Separating carbon dioxide and hydrogen sulfide from a natural gas stream using co-current contacting systems
AU2006291954C1 (en) Process and apparatus for removal of sour species from a natural gas stream
AU2009272889B2 (en) Two stage process for producing purified gas
CA2857122C (en) Method of separating carbon dioxide from liquid acid gas streams
JP5892165B2 (en) A cryogenic system for removing acid gases from hydrocarbon gas streams using a cocurrent separator.
US20060239879A1 (en) Acid gas pretreating method
US20150240717A1 (en) Increasing Combustibility of Low BTU Natural Gas
AU2010204311A1 (en) Process and apparatus for removing gaseous contaminants from gas stream comprising gaseous contaminants
EA021006B1 (en) Method for removing acid gases from a hyrdrocarbon gas stream
EA024798B1 (en) System for removing acid gases
US20090299122A1 (en) Process for producing a purified hydrocarbon gas
CA2951637C (en) Method for separating a feed gas in a column
US11247168B2 (en) Gas purification using a co-axial co-current contactor
US20110144407A1 (en) Process for producing purified hydrocarbon has
US10393015B2 (en) Methods and systems for treating fuel gas

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 BY KG MD TJ

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): AZ KZ TM RU