NO174071B - Fremgangsmaate ved separasjon av karbondioksyd og andre sure gasser fra metan, samt prosessenhet for utfoerelse av fremgangsmaaten - Google Patents

Fremgangsmaate ved separasjon av karbondioksyd og andre sure gasser fra metan, samt prosessenhet for utfoerelse av fremgangsmaaten Download PDF

Info

Publication number
NO174071B
NO174071B NO89892890A NO892890A NO174071B NO 174071 B NO174071 B NO 174071B NO 89892890 A NO89892890 A NO 89892890A NO 892890 A NO892890 A NO 892890A NO 174071 B NO174071 B NO 174071B
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
freezing zone
carbon dioxide
liquid
zone
distillation
Prior art date
Application number
NO89892890A
Other languages
English (en)
Other versions
NO174071C (no
NO892890D0 (no
NO892890L (no
Inventor
Jaime Alfonso Valencia
Donald Joseph Victory
Original Assignee
Exxon Production Research Co
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 Exxon Production Research Co filed Critical Exxon Production Research Co
Publication of NO892890D0 publication Critical patent/NO892890D0/no
Publication of NO892890L publication Critical patent/NO892890L/no
Publication of NO174071B publication Critical patent/NO174071B/no
Publication of NO174071C publication Critical patent/NO174071C/no

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
    • F25J3/0228—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
    • F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0266—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
    • F25J2200/74—Refluxing the column with at least a part of the partially condensed overhead 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
    • 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
    • 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
    • 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
    • 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
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S62/00—Refrigeration
    • Y10S62/928—Recovery of carbon dioxide
    • Y10S62/929—From natural gas

Landscapes

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

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte ved separasjonen av karbondioksyd og andre sure gasser fra metan som angitt i krav 1<1>s ingress under anvendelse av prosessenhet som angitt i krav 2.
US-patent nr. 4.533.372 beskriver en fremgangsmåte og en apparatur for separering av karbondioksyd og andre sure gasser fra metan ved behandling av råstoffstrømmen i en kontrollert nedfrysningssone (i det følgende kalt "prosess med kontrollert nedfrysningssone"). Prosessen med kontrollert nedfrysningssone er en som anvender en kontrollert nedfrysningssone som tillater størkningen av karbondioksyd på en kontrollert måte, og som samtidig tillater den termodynamiske destillasjonen av en råstoffstrømblanding inneholdende karbondioksyd og metan i én destillasjonskolonne.
Forut for prosessen med kontrollert nedfrysningssone gjorde kompleksiteter i termodynamikken forkarbondioksyd-metanblan-dinger der vanskelig, om ikke umulig, å utføre separasjonen av slike blandinger ved konvensjonell kryogen destillasjon. Disse kompleksitetene vedrører dannelsen av fast karbondioksyd ved likevekt med damp-væske-blandingene av karbondioksyd i metan ved de spesielle betingelsene for temperatur, trykk og sammensetning hvorved den kryogene destillasjonen av disse forbindelsene finner sted. Dannelsen av faste stoffer i et destillasjonstårn har den potensielt uønskede effekten at gjenplugging av tårnet og tilhørende utstyr kan finne sted.
Prosessen med kontrollert nedfrysningssonme er en fremgangsmåte for separasjon av karbondioksyd og andre sure gasser fra metan ved anvendelse av kryogen destillasjon i kombinasjon med en kontrollert nedfrysningssone. Nærmere bestemt er den kontrollerte nedfrysninssonen for å håndtere produksjonen av fast karbondioksyd uten gjenplugging av tårnet. Sonen er utformet for å tillate dannelsen av faste stoffer i form av karbondioksyd og å tillate kontakt mellom damp, væske og faste stoffer som er nødvendige for at separasjon ved destillasjon skal finne sted.
Det er meget uønsket for væskestrømmen til nedfrysningssonen å nå størkningsbetingelser før inntreden i nedfrysningssonen.
I et velbalansert system vil størkningen av karbondioksyd bare finne sted i nedfrysningssonen og ikke i noen annen del av systemet, spesielt i tilførselsrørene for væske til nedfrysningssonen. En varmelekkasje i rørene som inneholder tilførselsvæsken til nedfrysningssonen på dens vei til nedfrysningssonen kan føre til størkning av karbondioksyd før dets inntreden i nedfrysningssonen. For eksempel kan slike varmelekkasjer finne sted på grunn av utilstrekkelig eller defekt rørisolasjon, eller ved dissipering av varmen generert ved væsketilførselspumpene for nedfrysningssonen. Størkningsbetingelser kan også opptre av andre grunner, som f.eks. et trykkfall på innsugningssiden av spraypumpen som sprayer væsken inn i nedfrysningssonen.
Det foreligger følgelig et behov for en enkel fremgangsmåte for apparatur for å optimalisere og kontrollere størknings-betingelsene for karbondioksyd i væsketilførselsrørene til nedfrysningssonen. I tillegg foreligger et behov for å tillate optimal drift av den kontrollerte nedfrysningssonen i nærvær av varierende betingelser som kan opptre i væske-tilførselssrørene til nedfrysningssonen.
Ifølge et trekk ved foreliggende oppfinnelse tilveiebringes en fremgangmsåte for separasjon av en råstoffstrøm inneholdende karbondioksyd og andre sure gasser fra metan ved anvendelse av en destillasjonskolonne innbefattende en destillasjonssone og en kontrollert nedfrysningssone, hvori væskestrømmen til nedfrysningssonen innføres for å tillate dannelsen av faststoff-karbondioksyd og samtidig kontakt mellom damp, væsker og faste stoffer i den kontrollerte nedfrysningssonen som resulterer i separasjon ved destilla-
sjon.
Fremgangsmåten er særpreget ved det som er angitt i krav 1<1>s karakteriserende del, nemlig å
underkjøle væskematestrømmen som føres til frysesonen, slik at denne innmatningsstrøm forblir nær ved, men ikke helt ved, karbondioksydets størkningsbetingelser for å forhindre dannelse av faststoffer i frysesone-væskeinnmat-ningsstrømmen før den inngår i frysesonen, idet un-derkjøl ingstrinnet utføres enten ved å blande frysesone-væskeinnmatningsstrømmen med deler av destillatet fra toppen av kolonnen, eller ved hjelp av indirekte varme-overføring.
Ifølge et annet trekk ved foreliggende oppfinnelse tilveiebringes en prosessenhet for separasjon av karbondioksyd og andre sure gasser fra metan, innbefattende en destillasjonssone og en kontrollert nedfrysningssone, hvori en væskestrøm til nedfrysningssonen innføres for å tillate dannelsen av karbondioksyd-faststoff og samtidig kontakt mellom damp, væske og faste stoffer i den kontrollerte nedfrysningssonen, hvilket resulterer i separasjon ved destillasjon, kjenneteg-net ved: at det er anordnet en varmeveksler (150) for indirekte varmeoverføring av innmatningsvæsken til frysesonen, slik at innmatningsvæsken bringes nær til karbondioksydets størkningsbetingelser, før dennes innføring til den kontrollerte frysesone (108), eller et rør (28) for å blande innmatningsstrømmen til frysesonen med deler (18) av destillat fra kolonnens toppunkt.
Kort uttrykt kan underkjøling av væskestrømmen til nedfrysningssonen oppnås ved tilsetning av deler av kaldere, fattigere tilbakeløp som rettes tilbake inn i tilførsels-rørene for væskestrømmen til nedfrysningssonen. Termodynamisk resulterer innføring av en del av tårnets tilbakeløps-væske i tilførselsrørene for væske til nedfrysningssonen i en underkjølt væskestrøm til nedfrysningssonen som befinner seg borte fra størkningsbetingelser inntil den sprayes inn i nedfrysningssonedelen av tårnet. Alternativt kan væske-strømmen til nedfrysningssonen underkjøles ved hjelp av indirekte avkjøling.
Oppfinnelsen kan lettere forstås under henvisning til de vedlagte tegningene, hvori: FIGUR 1 er et binært fasediagram for metan og karbondioksyd som en funksjon av temperaturen ved 4482 kPa. FIGUR 2 er et skejmatisk diagram av et eksempel på en prosessenhet ved anvendelse av foreliggende oppfinnelse. FIGUR 3 er et skjematisk diagram av et annet eksempel påe n prosessenhet ved anvendelse av foreliggende oppfinnelse. FIGUR 4 viser forstørrelser (diagram 4a, 4b, 4c og 4d) av delen av FIGUR 1 betegnet som snitt "A-A", som illustrerer i større detalj visse termodynasmiske egenskaper som vedrører grunnlaget for foreliggende oppfinnelse.
Som nevnt ovenfor ble fenomenet med dannelsen av faste stoffer av karbondioksyd betraktet som et problem ved utførelse av kryogen destillasjon av karbondioksyd og metan før det tidligere nevnte US-patent nr. 4.533.372. Dette fenomenet er termodynamisk illustrert i FIGUR 1. FIGUR 1 er et binært fasediagram av karbondioksyd og metan ved 4482 kPa. Dette diagrammet er basert på data fra H.G.Donnel-ly og D.L. Katz, Ind. Eng. Chem. 46, 511 (154). Diagrammet viser områder for de forskjellige fasene av karbondioksyd: bare væske, bare damp, damp og væske som eksisterer sammen, og områder som har faste stoffer som eksisterer sammen med enten damp eller væske. FIGUR 1 illustrerer at dannelsen av fast karbondioksyd ville ventes dersom separasjon av en karbondioksyd-metanblanding forsøkes ved 4482 kPa. For eksempel vil avkjøling av en 30 % metan/70 % karbondiok-sydblanding innledningsvis ved 15,6"C, langs linjen "F" i FIGUR 1 forårsake at væske begynner å dannes ved ca. —9,4°C. Ved dette punktet kan damp-væske-likevektsdestillasjon finne sted. Når denne dampen stiger i en destillasjonskolonne vil dampen, ved likevekt med væsken, øke i metaninnhold langs linjen "G". Når temperaturen reduseres til ca. — 62,2"C vil fast karbondioksyd begynne å dannes. Ytterligere metanan-rikning av dampproduktstrømmen kan ikke oppnås uten dannelse av fast karbondioksyd. Fast karbondioksyd gjør de indre delene av konvensjonelle destillasjonstårn inoperable. Ved dette punktet vil produktmetanstrømmen i dette eksemplet inneholde så mye som 15 mol-% gjenværende karbondioksyd.
Prosessen med kontrollert nedfrysningssone ifølge US-patent nr.4.533.372 beskriver hvordan størkningen av karbondioksyd kan tillates å finne sted på en kontrollert måte. Følgelig ble det unødvendig å unngå betingelser hvorved karbondioksyd størkner, og destillasjon av en karbondioksyd-metanblanding kan fortsette å finne sted i ett destillasjonstårn i overensstemmelse med slike blandingers termodynamiske krav.
FIGUR 2 illustrerer på skjematisk måte og ifølge en fore-trukket utførelse av foreliggende oppfinnelse, konseptet med separasjon av karbondioksyd fra metan ved anvendelse av prosessen med kontrollert nedfrysningssone. Tabell I illustrerer den tilnærmede materialbalansen som viser de termodynamiske betingelsene ved forskjellige punkter angitt i FIGUR 2 for et eksempel på en råstoffstrøm inneholdende ca. 79,5 % metan og 18,5 % karbondioksyd.
I dette eksemplet innføres en tørket brønnhodegasstrøm 10 ved ca. 4482 kPa inneholdende ca. 79,5 % metan, 18,5 % karbondioksyd, og forøvrig andre forbindelse, så som nitrogen, hydrogensulfid eller andre hydrokarboner, i tårnet gjennom rør 12. Denne råstoffstrømmen kan først avkjøles i indirekte varmeveksler 100 og ekspanderes gjennom Joule-Thompson ("J-T") ventil 102. Funksjonen av forkjøleren 100 og J-T ventilen 102 er å senke temperaturen til et nivå egnet for innføring av denne strømmen i metan-karbondioksyd-destillasjonstårnet 104. Som en illustrasjon drives destillasjonstårnet 104 ved et trykk på 3792 kPa, og råstoffet til tårnet som trer inn gjennom rør 12 befinner seg ved en temperatur på —52,2°C. Fagmannen vil lett oppfatte at tilsvarende illustrasjoner kan utføres for råstoffstrømmer ved andre egnede kombinasjoner av temepratur, trykk og sammensetning.
Tabell II viser en tilnærmet karakterisering av destillasjonstårnet 104 utført ved hjelp av et Exxon-datamaskin-program basert på velkjente kjemiske konstruksjonsprinsipper. Som vist i dette eksemplet er splittetårnet 104 separert i tre adskilte seksjoner. Den nedre destillasjonsseksjonen 106, den midtre kontrollerte nedfrysningssonen 108, og en øvre destillasjonsseksjon 110. I dette eksemplet innføres råstoffet til tårnet, som nevnt ovenfor, i den nedre destillasjonsseksjonen 106 gjennom rør 12 hvor det undergår typisk destillasjon. De indre delene av seksjon 106 kan innbefatte egnede plater, avløpsrør koblet etter prosessen og oppdemninger, som egnet for separasjon av en karbondioksyd-metanblanding. Den nedre seksjonen 106 kan isteden være pakket med kjente tårnpakningsinnretninger. Flytende karbondioksydprodukt som forlater bunnen av seksjonen oppvarmes i fordamperen 112, og en del returneres til tårnet som fordampet væske. Den gjenværende delen forlater prosessen som et produkt via rør 24.
I den nedre destillasjonsdelen 106 forlaterde lettere dampene denne destillasjonsseksjonen og trer inni den kontrollerte nedfrysningssonen 108 via skorsteinsplate 118. Når de først befinner seg i den kontrollerte nedfrysningssonen 108 kommer dampene i kontakt med væskesprayen (sprayet væskestrøm til nedfrysningssonen som slik den her benyttes kan betegnes sprayvæske) som strømmer ut fra dyser eller sprayinnretningen 12 0. Dampen fortsetter deretter opp gjennom den øvre destillasjonsseksjonen 110. Tilbakeløp innføres til tårnet gjennom rør 18. Damp forlater tårnet 104 gjennom rør 14, kondenseres delvis i tilbakeløpskondenstator 122 og separeres i væske- og dampfaser i tilbakeløpstrommel 124. Væske fra tilbakeløpstrommel 124 returneres til tårnet via rør 18. Dampen fra trommelen tas av som et produkt i rør 16 for senere salg til rørledningen eller kondensasjon som LNG.
I et velbalansert system vil størkningen av karbondioksyd bare finne sted i nedfrysningssonen og ikke i noen annen del av systemet, spesielt i væsketilførselsrørene til nedfrysningssonen. En varmelekkasje inn i rørene som inneholder væskestrømmen til nedfrysningssonen på dens vei til nedfrys ningssonen kan føre til størkning av karbondioksyd før inntreden inn i nedfrysningssonen. For eksempel kan slik varmelekkasje finne sted på grunn av utilstrekkelig eller defekt rørisolasjon, eller ved dissipering av varmen generert ved væskestrømspumpene til nedfrysningssonen. Termodynamisk er dette illustrert i FIGUR 1 og FIGUR 4 ved punkt A, som tilsvarer væskestrømmen til nedfrysningssonen. Enhver varme tilført til væskestrømmen til nedfrysningssonen vil forårsake at dens tilstand stiger til punkt C, hvor den befinner seg i faststoff- og dampområdet, som vist i diagramm 4b.
For optimal drift av prosessen med kontrollert nedfrysningssone holdes væskestrømmen til nedfrysningssonen ved betingelser som ligger nær, men ikke helt tilsvarer, størkningsbetingelsene for karbondioksyd. Dette formålet oppnås ved underkjøling av væskestrømmen til tilførselssonen.
Underkjøling av væskestrømmen til tilførselssonen kan oppnås ved resirkulering av tilbakeløp 18 inn i væsken som trekkes fra bunnplaten 13 6 gjennom rør 20 i den øvre destillasjonsseksjonen 110, som vist i FIGUR 2 ved rør 28, eller ved hejlp av indirekte avkjøling, som illustrert i FIGUR 3 ved varmeveksler 150.
Som nevnt ovenfor kan en del av tilbakeløp 18 innføres direkte i rør 20 via rør 28. Dette tilbakeløp i rør 28 passerer forbi den øvre destillasjonsseksjonen 110 og er kaldere og magrere på C02enn væsken som trekkes fra plate 136 gjennom rør 20. Følgelig er væsken i rør 20 fortynnet med kaldere væske, fattigere på C02, som beveger væskestrømmen til tilførselssonen lengere bort fra størkningsbetingelsene. Termodynamisk kan effekten av å tilsette kaldere tilbakeløp, magrere på C02, til rør 20 illustreres ved henvisning til FIGUR 1 og FIGUR 4 (diagram 4c). Blanding av væsken produsert i øvre destillasjonsseksjon 110 som fjernes fra tårnet via rør 20, som er illustrert i FIGUR 1 og FIGUR 4 ved punkt A, med en del av tårntilbakeløpet 18, som er vist i FIGUR 1 og FIGUR 4 (diagram 4c) ved punkt B, gir en væske i rør 3 0 (FIGUR 2), illustrert i disse FIGURENE 1 og 4 (diagram 4c) ved punkt D, som holder seg borte fra størkningsbetingelsene som ønsket.
Det skal bemerkes at tilsatsen av tilbakeløp også øker strømningshastigheten gjennom sprayinnretningene 120a, 120b og 120c, hvilket resulterer i et mer fullstendig spraymønster og bedre damp-væskekontakt i nedfrysningssonen. Det skal imidlertid også bemerkes at for mye væsketilbakeløp avledet til rør 20 via rør 28 kan resultere i lavere ytelse og lavere effektivitet i kolonnen 104. Imidlertid kan tilsatsen av tilbakeløp i rør 20 oppnås på en kontrollert måte, derved opprettholdes akseptable effektivitetsnivåer for kolonnen.
1 en annen utførelse av foreliggende oppfinnelse kan
kondisjoneringen av væskestrømmen til nedfrysningssonen også oppnås ved hjelp av indirekte avkjøling. FIGUR 3 illustrerer dette konseptet. Varmeveksler 105 kan være anbragt på returer 2 0 for å opprettholde temperaturen av væskestrømmen til nedfrysningssonen ved betingelser som befinner seg borte fra karbondioksyd-størkningsbetingelser.
Under henvisning til FIGURENE 1 og 4 (diagram 4d) gir underkjøling av væsken tatt fra plate 136 av øvre destillasjonsseksjon 110 ved hjelp av varmeveksler 150, en væske i rør 3 5 illustrert i disse figurene ved punkt E. Fordi denne fremgangsmåten ikke innbefatter noen endring i sammenset-ningen av væskestrømmen til nedfrysningssonen, må man omhyggelig kontrollere temperaturen som forlater varmeveksler 150, ellers vil den presse denne væsken inn i faststoff/- væskeområdet vist i FIGURENE 1 og 4 (diagram 4d). Som vist i FIGURENE 1 og 4 (diagram 4c) er temperaturkontroll ikke så kritisk når tilbakeløp benyttes for å underkjøle væske-strømmen til nedfrysningssonen, fordi det i dette tilfellet finner sted en samtidig endring i sammensetning, som vist i FIGUR 4 (diagram 4c) ved stipletlinje M. Stiplet linje M angir de forskjellige betingelsene for denne strømmen for forskjellige tilsatshastigheter for tilbakeløp til rør 20.
I visse tilfeller kan den øvre destillasjonssonen ikke være påkrevet, eller i det minste ikke ønsket. I et slikt tilfelle vil en dal av dampen som forlater den kontrollerte nedfrysningssonen 108 bli kondensert i øvre kondensator 122 og returnert som væsketilførsel til dysene. I dette tilfellet bør det være klart at rørene 18 og 32 er ett og det samme, og beholderne 124 og 126 er én og den samme. Væskestrømmen til nedfrysningssonen i rør 20 kunne da underkjøles ved hjelp av en indirekte kjøleinnretning, så som varmeveksler 150, som kunne være anbragt på rør 32.
Der hvor tidligere kjent teknikk har unngått dannelsen av fast karbondioksyd ved separasjon av karbondioksyd fra metan som motproduktiv, trekker prosessen med kontrollert nedfrysningssone fordel av fenomenet ved nedfrysning av karbondioksyd på en klart kontrollert måte. Fordelen som oppnås ved denne prosessen og det ledsagende utstyret innbefatter eliminering av oppløsningsmidler eller additiver, tilsvarende reduksjon i antallet utstyrsdeler og kompleksitet for deres operasjon, og produksjon av en flytende karbondioksydstrøm av høyt trykk.

Claims (2)

1. Fremgangsmåte for separasjon av en råstoffstrøm inneholdende karbondioksyd og andre sure gasser fra metan ved anvendelse av en destillasjonskolonne, innbefattende en destillasjonssone og en kontrollert nedfrysningssone, hvori en væskestrøm til nedfrysningssonen innføres for å tillate dannelsen av karbondioksyd-faststoffer i nevnte kontrollerte nedfrysningssone, hvilken resulterer i separasjon ved destillasjon,karakterisert vedde følg-ende trinn: - underkjøle væskematestrømmen som føres til frysesonen, slik at denne innmatningsstrøm forblir nær ved, men ikke helt ved, karbondioksydets størkningsbetingelser for å forhindre dannelse av faststoffer i frysesone-væskeinnmat-ningsstrømmen før den inngår i frysesonen, idet under-kjøl ingstrinnet utføres enten ved å blande frysesone-væskeinnmatningsstrømmen med deler av destillatet fra toppen av kolonnen, eller ved hjelp av indirekte varmeover-føring.
2. Prosessenhet for utførelse av fremgangsmåten ifølge krav l, omfattende en destillasjonssone (106) og en kontrollert frysesone (108), hvori frysesone-væskeinnmatningsstrøm-men innføres for å tillate dannelse av karbondioksyd-fast-stof f er, og samtidig kontakt med damp, væske og faststoffer i den kontrollerte frysesone (108), hvilket fører til separasjon ved destillasjon,karakterisert vedat det er anordnet en varmeveksler (150) for indirekte varmeoverføring av innmatningsvæsken til frysesonen, slik at innmatningsvæsken bringes nær til karbondioksydets størk-ningsbetingelser, før dennes innføring til den kontrollerte frysesone (108), eller et rør (28) for å blande innmat-ningsstrømmen til frysesonen med deler (18) av destillat fra kolonnens toppunkt.
NO892890A 1988-08-19 1989-07-13 Fremgangsmåte ved separasjon av karbondioksyd og andre sure gasser fra metan, samt prosessenhet for utförelse av fremgangsmåten NO174071C (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US07/234,366 US4923493A (en) 1988-08-19 1988-08-19 Method and apparatus for cryogenic separation of carbon dioxide and other acid gases from methane

Publications (4)

Publication Number Publication Date
NO892890D0 NO892890D0 (no) 1989-07-13
NO892890L NO892890L (no) 1990-02-20
NO174071B true NO174071B (no) 1993-11-29
NO174071C NO174071C (no) 1994-03-09

Family

ID=22881070

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO892890A NO174071C (no) 1988-08-19 1989-07-13 Fremgangsmåte ved separasjon av karbondioksyd og andre sure gasser fra metan, samt prosessenhet for utförelse av fremgangsmåten

Country Status (5)

Country Link
US (1) US4923493A (no)
CA (1) CA1281993C (no)
GB (1) GB2221977B (no)
MY (1) MY105131A (no)
NO (1) NO174071C (no)

Families Citing this family (92)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2664263B1 (fr) * 1990-07-04 1992-09-18 Air Liquide Procede et installation de production simultanee de methane et monoxyde de carbone.
US5265428A (en) * 1990-10-05 1993-11-30 Exxon Production Research Company Bubble cap tray for melting solids and method for using same
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
US5233837A (en) * 1992-09-03 1993-08-10 Enerfex, Inc. Process and apparatus for producing liquid carbon dioxide
US5819555A (en) * 1995-09-08 1998-10-13 Engdahl; Gerald Removal of carbon dioxide from a feed stream by carbon dioxide solids separation
TW366409B (en) * 1997-07-01 1999-08-11 Exxon Production Research Co Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component
US6427774B2 (en) 2000-02-09 2002-08-06 Conoco Inc. Process and apparatus for coupled electromagnetic and acoustic stimulation of crude oil reservoirs using pulsed power electrohydraulic and electromagnetic discharge
FR2851936B1 (fr) * 2003-03-04 2006-12-08 Procede d'extraction du dioxyde de carbone et du dioxyde de soufre par anti-sublimation en vue de leur stockage
US20080087420A1 (en) 2006-10-13 2008-04-17 Kaminsky Robert D Optimized well spacing for in situ shale oil development
US20080034789A1 (en) * 2004-12-03 2008-02-14 Fieler Eleanor R Integrated Acid Gas And Sour Gas Reinjection Process
EP1931755A4 (en) * 2005-09-15 2011-08-03 Cool Energy Ltd METHOD AND APPARATUS FOR REMOVAL OF ACIDIC SPECIES FROM A NATURAL GAS FLOW
US7644993B2 (en) 2006-04-21 2010-01-12 Exxonmobil Upstream Research Company In situ co-development of oil shale with mineral recovery
AU2007313391B2 (en) 2006-10-13 2013-03-28 Exxonmobil Upstream Research Company Improved method of developing subsurface freeze zone
US7669657B2 (en) * 2006-10-13 2010-03-02 Exxonmobil Upstream Research Company Enhanced shale oil production by in situ heating using hydraulically fractured producing wells
JO2771B1 (en) 2006-10-13 2014-03-15 ايكسون موبيل ابستريم ريسيرتش كومباني Joint development of shale oil through in situ heating using deeper hydrocarbon sources
GB2458434B (en) * 2007-01-19 2012-01-11 Exxonmobil Upstream Res Co 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
US7883569B2 (en) * 2007-02-12 2011-02-08 Donald Leo Stinson Natural gas processing system
AU2008227167B2 (en) 2007-03-22 2013-08-01 Exxonmobil Upstream Research Company Granular electrical connections for in situ formation heating
BRPI0808508A2 (pt) 2007-03-22 2014-08-19 Exxonmobil Upstream Res Co Métodos para aquecer uma formação de subsuperfície e uma formação rochosa rica em compostos orgânicos, e, método para produzir um fluido de hidrocarboneto
AU2008253753B2 (en) 2007-05-15 2013-10-17 Exxonmobil Upstream Research Company Downhole burners for in situ conversion of organic-rich rock formations
CN101680284B (zh) 2007-05-15 2013-05-15 埃克森美孚上游研究公司 用于原位转化富含有机物岩层的井下燃烧器井
US8146664B2 (en) 2007-05-25 2012-04-03 Exxonmobil Upstream Research Company Utilization of low BTU gas generated during in situ heating of organic-rich rock
US7744677B2 (en) * 2007-05-25 2010-06-29 Prometheus Technologies, Llc Systems and methods for processing methane and other gases
US20080290719A1 (en) * 2007-05-25 2008-11-27 Kaminsky Robert D Process for producing Hydrocarbon fluids combining in situ heating, a power plant and a gas plant
US8082995B2 (en) 2007-12-10 2011-12-27 Exxonmobil Upstream Research Company Optimization of untreated oil shale geometry to control subsidence
US8034168B2 (en) 2008-05-12 2011-10-11 Membrane Technology & Research, Inc Combustion systems and power plants incorporating parallel carbon dioxide capture and sweep-based membrane separation units to remove carbon dioxide from combustion gases
US8025715B2 (en) * 2008-05-12 2011-09-27 Membrane Technology And Research, Inc Process for separating carbon dioxide from flue gas using parallel carbon dioxide capture and sweep-based membrane separation steps
RU2489197C2 (ru) * 2008-05-12 2013-08-10 Мембране Текнолоджи Энд Ресерч, Инк. Способ разделения газов с применением мембран с продувкой пермеата для удаления co2 из продуктов сжигания
US20090288447A1 (en) * 2008-05-22 2009-11-26 Alstom Technology Ltd Operation of a frosting vessel of an anti-sublimation system
AU2009249493B2 (en) 2008-05-23 2015-05-07 Exxonmobil Upstream Research Company Field management for substantially constant composition gas generation
US20090301108A1 (en) * 2008-06-05 2009-12-10 Alstom Technology Ltd Multi-refrigerant cooling system with provisions for adjustment of refrigerant composition
US8163070B2 (en) * 2008-08-01 2012-04-24 Wolfgang Georg Hees Method and system for extracting carbon dioxide by anti-sublimation at raised pressure
US20100050687A1 (en) * 2008-09-04 2010-03-04 Alstom Technology Ltd Liquefaction of gaseous carbon-dioxide remainders during anti-sublimation process
CA2738873A1 (en) * 2008-10-29 2010-05-06 Exxonmobil Upstream Research Company Electrically conductive methods for heating a subsurface formation to convert organic matter into hydrocarbon fluids
US20100107687A1 (en) * 2008-11-06 2010-05-06 Diki Andrian Process for removing gaseous contaminants from a feed gas stream comprising methane and gaseous contaminants
WO2010096210A1 (en) 2009-02-23 2010-08-26 Exxonmobil Upstream Research Company Water treatment following shale oil production by in situ heating
BRPI1014038A2 (pt) 2009-04-20 2016-04-12 Exxonmobil Upstream Res Co sistema e método para remover gases ácidos de uma corrente de gás bruto.
WO2010129174A1 (en) 2009-05-05 2010-11-11 Exxonmobil Upstream Research Company Converting organic matter from a subterranean formation into producible hydrocarbons by controlling production operations based on availability of one or more production resources
EA024798B1 (ru) * 2009-07-30 2016-10-31 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Система для удаления кислых газов
MX338686B (es) * 2009-09-09 2016-04-27 Exxonmobil Upstream Res Co Sistema criogenico para remover gases acidos de una corriente de gas de hidrocarburo.
US8307478B2 (en) 2009-09-29 2012-11-13 MediGlider Corp. Disposable comfort sheet
US8863839B2 (en) 2009-12-17 2014-10-21 Exxonmobil Upstream Research Company Enhanced convection for in situ pyrolysis of organic-rich rock formations
EP2525892A4 (en) 2010-01-22 2014-01-22 Exxonmobil Upstream Res Co REMOVAL OF ACIDIC GAS FROM A GASEOUS FLOW WITH CO2 CAPTURE AND SEQUESTRATION
EP2531269A4 (en) 2010-02-03 2014-02-19 Exxonmobil Upstream Res Co SYSTEM AND METHOD FOR USING A COLD LIQUID TO REMOVE COMPATIBLE GAS COMPONENTS FROM PROCESS GAS FLOWS
US8585802B2 (en) 2010-07-09 2013-11-19 Arnold Keller Carbon dioxide capture and liquefaction
CA2805513C (en) 2010-07-30 2016-10-04 Exxonmobil Upstream Research Company Cryogenic systems for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream using co-current separation devices
BR112013000931A2 (pt) 2010-08-30 2016-05-17 Exxonmobil Upstream Res Co integridade mecânica de poço para a pirólise in situ
WO2012030426A1 (en) 2010-08-30 2012-03-08 Exxonmobil Upstream Research Company Olefin reduction for in situ pyrolysis oil generation
US9140186B2 (en) * 2010-09-13 2015-09-22 Membrane Technology And Research, Inc Sweep-based membrane gas separation integrated with gas-fired power production and CO2 recovery
US9005335B2 (en) 2010-09-13 2015-04-14 Membrane Technology And Research, Inc. Hybrid parallel / serial process for carbon dioxide capture from combustion exhaust gas using a sweep-based membrane separation step
WO2012036651A1 (en) 2010-09-13 2012-03-22 Membrane Technology And Research, Inc. Gas separation process using membranes with permeate sweep to remove co2 from gaseous fuel combustion exhaust
US9856769B2 (en) 2010-09-13 2018-01-02 Membrane Technology And Research, Inc. Gas separation process using membranes with permeate sweep to remove CO2 from combustion exhaust
US20120152116A1 (en) 2010-12-16 2012-06-21 Prometheus Technologies, Llc Rotary fluid processing systems and associated methods
AU2012332851B2 (en) 2011-11-04 2016-07-21 Exxonmobil Upstream Research Company Multiple electrical connections to optimize heating for in situ pyrolysis
AU2013235610B2 (en) 2012-03-21 2015-11-19 Exxonmobil Upstream Research Company Separating carbon dioxide and ethane from a mixed stream
WO2013165711A1 (en) 2012-05-04 2013-11-07 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods of detecting an intersection between a wellbore and a subterranean structure that includes a marker material
US9512699B2 (en) 2013-10-22 2016-12-06 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for regulating an in situ pyrolysis process
US9394772B2 (en) 2013-11-07 2016-07-19 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for in situ resistive heating of organic matter in a subterranean formation
KR102101343B1 (ko) * 2013-12-05 2020-04-17 삼성전자주식회사 초임계 세정제의 정제방법 및 그의 정제장치
AU2014357669B2 (en) 2013-12-06 2017-12-21 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a heating mechanism to destabilize and/or prevent adhesion of solids
AU2014357665B2 (en) 2013-12-06 2017-06-22 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating a feed stream using radiation detectors
US9869511B2 (en) 2013-12-06 2018-01-16 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a spray assembly
AU2014357667B2 (en) 2013-12-06 2017-10-05 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for separating a feed stream with a feed stream distribution mechanism
MY183946A (en) 2013-12-06 2021-03-17 Exxonmobil Upstream Res Co Method and system of dehydrating a feed stream processed in a distillation tower
US9874395B2 (en) 2013-12-06 2018-01-23 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for preventing accumulation of solids in a distillation tower
CA2925406C (en) 2013-12-06 2017-11-21 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of modifying a liquid level during start-up operations
WO2015084495A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of maintaining a liquid level in a distillation tower
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
US9504984B2 (en) 2014-04-09 2016-11-29 Exxonmobil Upstream Research Company Generating elemental sulfur
WO2015163997A2 (en) 2014-04-22 2015-10-29 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for starting up a distillation tower
MY183001A (en) 2014-06-11 2021-02-05 Exxonmobil Upstream Res Co Method for separating a feed gas in a column
CA2950129C (en) 2014-07-08 2019-04-09 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for separating fluids in a distillation tower
AU2015336969B2 (en) 2014-10-22 2018-10-18 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
US9644466B2 (en) 2014-11-21 2017-05-09 Exxonmobil Upstream Research Company Method of recovering hydrocarbons within a subsurface formation using electric current
US10006700B2 (en) 2014-12-30 2018-06-26 Exxonmobil Upstream Research Company Accumulation and melt tray assembly for a distillation tower
WO2016137591A1 (en) 2015-02-27 2016-09-01 Exxonmobil Upstream Research Company Reducing refrigeration and dehydration load for a feed stream entering a cryogenic distillation process
US10274252B2 (en) 2015-06-22 2019-04-30 Exxonmobil Upstream Research Company Purge to intermediate pressure in cryogenic distillation
WO2017048346A1 (en) 2015-09-18 2017-03-23 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
WO2017172321A1 (en) 2016-03-30 2017-10-05 Exxonmobil Upstream Research Company Self-sourced reservoir fluid for enhanced oil recovery
US9546785B1 (en) 2016-06-13 2017-01-17 Membrane Technology And Research, Inc. Sweep-based membrane separation process for removing carbon dioxide from exhaust gases generated by multiple combustion sources
US9782718B1 (en) 2016-11-16 2017-10-10 Membrane Technology And Research, Inc. Integrated gas separation-turbine CO2 capture processes
WO2020005552A1 (en) 2018-06-29 2020-01-02 Exxonmobil Upstream Research Company Hybrid tray for introducing a low co2 feed stream into a distillation tower
US11378332B2 (en) 2018-06-29 2022-07-05 Exxonmobil Upstream Research Company Mixing and heat integration of melt tray liquids in a cryogenic distillation tower
CN109579433B (zh) * 2019-01-18 2023-07-04 四川蜀道装备科技股份有限公司 一种二氧化碳提纯液化的装置及方法
CN113631880B (zh) 2019-03-29 2023-09-12 博瑞特储能技术公司 Co2分离和液化***及方法
US11465093B2 (en) 2019-08-19 2022-10-11 Exxonmobil Upstream Research Company Compliant composite heat exchangers
US20210063083A1 (en) 2019-08-29 2021-03-04 Exxonmobil Upstream Research Company Liquefaction of Production Gas
WO2021055074A1 (en) 2019-09-20 2021-03-25 Exxonmobil Upstream Research Company Removal of acid gases from a gas stream, with o2 enrichment for acid gas capture and sequestration
KR20220062653A (ko) 2019-09-24 2022-05-17 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 선박의 이중 목적 극저온 탱크 또는 lng 및 액화 질소용 부유식 저장 유닛용 화물 스트리핑 기능

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4149864A (en) * 1975-10-03 1979-04-17 Exxon Research & Engineering Co. Separation of carbon dioxide and other acid gas components from hydrocarbon feeds
US4318723A (en) * 1979-11-14 1982-03-09 Koch Process Systems, Inc. Cryogenic distillative separation of acid gases from methane
US4246015A (en) * 1979-12-31 1981-01-20 Atlantic Richfield Company Freeze-wash method for separating carbon dioxide and ethane
US4370156A (en) * 1981-05-29 1983-01-25 Standard Oil Company (Indiana) Process for separating relatively pure fractions of methane and carbon dioxide from gas mixtures
US4383842A (en) * 1981-10-01 1983-05-17 Koch Process Systems, Inc. Distillative separation of methane and carbon dioxide
US4511382A (en) * 1983-09-15 1985-04-16 Exxon Production Research Co. Method of separating acid gases, particularly carbon dioxide, from methane by the addition of a light gas such as helium
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
US4687499A (en) * 1986-04-01 1987-08-18 Mcdermott International Inc. Process for separating hydrocarbon gas constituents
US4698081A (en) * 1986-04-01 1987-10-06 Mcdermott International, Inc. Process for separating hydrocarbon gas constituents utilizing a fractionator

Also Published As

Publication number Publication date
GB2221977B (en) 1992-05-06
MY105131A (en) 1994-08-30
US4923493A (en) 1990-05-08
NO174071C (no) 1994-03-09
GB8918025D0 (en) 1989-09-20
GB2221977A (en) 1990-02-21
NO892890D0 (no) 1989-07-13
NO892890L (no) 1990-02-20
CA1281993C (en) 1991-03-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO174071B (no) Fremgangsmaate ved separasjon av karbondioksyd og andre sure gasser fra metan, samt prosessenhet for utfoerelse av fremgangsmaaten
US5819555A (en) Removal of carbon dioxide from a feed stream by carbon dioxide solids separation
JP3988840B2 (ja) 流体を液化する方法および流体の液化のための設備
US7152431B2 (en) Removing contaminants from natural gas
RU2194930C2 (ru) Способ сжижения потока природного газа, содержащего по меньшей мере один замораживаемый компонент
RU2414658C2 (ru) Способ сжижения природного газа и установка для его осуществления
US3846993A (en) Cryogenic extraction process for natural gas liquids
US5907924A (en) Method and device for treating natural gas containing water and condensible hydrocarbons
US20120137726A1 (en) NGL Recovery from Natural Gas Using a Mixed Refrigerant
US20170176099A1 (en) Process and apparatus for heavy hydrocarbon removal from lean natural gas before liquefaction
US20130213087A1 (en) Ngl recovery from natural gas using a mixed refrigerant
NO312857B1 (no) Fremgangsmåte ved separasjon av en flerkomponent gasström inneholdende minst en frysbar komponent
NO158058B (no) Fremgangsmaate for fremstilling av gassformede og kondenserte avvannede hydrokarbonprodukter ved metanoltilsetning, avkjoeling og separering.
KR20010014040A (ko) 천연 가스를 액화시키기 위한 개선된 캐스케이드 냉각방법
FR2681859A1 (fr) Procede de liquefaction de gaz naturel.
US2475957A (en) Treatment of natural gas
JPS63161381A (ja) 高圧ガス流の分離方法
RU2009119469A (ru) Способ и устройство для обработки потока углеводородов
EP0026229A1 (en) Cryogenic recovery of liquids from refinery off-gases
US4026120A (en) Natural gas thermal extraction process and apparatus
KR20040015294A (ko) 메탄 풍부한 가압 액체 혼합물로부터 에탄 및 중질탄화수소를 회수하는 방법
KR20140123401A (ko) Lng로부터 에탄과 중질 탄화수소를 분리 및 회수하기 위한 공정
FI77222B (fi) Foerfarande och anordning foer aotervinning av de tyngsta kolvaetena fraon en gasblandning.
NZ211973A (en) Flash distillation process - to separate two materials of different boiling point from natural gas
TW201531456A (zh) 藉由分離技術處理二甲醚反應器之產物流的方法

Legal Events

Date Code Title Description
MK1K Patent expired